text_structure.xml
60.2 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
<?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="#KrzysztofGadowski">Temat, proszę państwa, żywy, aktywny, pojawia się nie tylko w mediach, ale wraca również do państwa firm, do środka, pojawia się również na manifestacjach. Elektrownie konwencjonalne. Temat związany przede wszystkim z tym, co podejmowano w latach 2019, 2020, 2021. Otóż prezesi wtedy funkcjonujących spółek, między innymi PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, zgłaszali do prezesa Polskich Sieci Elektroenergetycznych SA wycofanie z sieci eksploatacyjnej bloków energetycznych. Tak się też działo na przykład w Elektrowni Rybnik. To są działania, które mają swój skutek, a nie mają żadnych konsekwencji, dlatego dzisiaj między innymi tyle ewentualnie uwag i tyle zastrzeżeń do tego, co działo się przez te lata. Podobnie było w TAURON Wytwarzanie. W 2019 r. była pierwsza uchwała zarządu, która podejmowano, później była kolejna z 2021 r. Te ostatnie mówią również o rezygnacji czy o potwierdzeniu zamykania bloków, czyli zamknięcia ich eksploatacji w latach 2025–2027. Mówimy tu o Elektrowni Jaworzno czy Jaworzno 2, mówimy o blokach Elektrowni Łagisza, o blokach Elektrowni Siersza. To jest to, co dzisiaj rządzący otrzymali w spadku po ośmioletniej koalicji, bo śmiem twierdzić, że może nawet połowa pracowników, tych podmiotów, które wyczytałem, które dzisiaj są reprezentowane, jako spółek energetycznych, nie wiedziała o tym, że do takich rzeczy doszło. Mam również świadomość tego, że strona społeczna też nie do końca była informowana o tym, co poprzednie zarządy spółek zgłaszały do prezesa PSE. Dzisiaj mamy jasność i być może dlatego czasami pojawiają się protesty, skierowane nie do tych, których one dotyczą, bo tak to się dzieje. Dzisiaj w spadku otrzymaliśmy to, czego nie da się w ciągu jednego dnia naprawić, zmienić, uaktywnić, wprowadzić w życie i przeprowadzić i skończyć inwestycję, żeby na rynku pojawiły się potrzebne moce w tak szybkim czasie i zabezpieczały nam bezpieczeństwo energetyczne Polski.</u>
<u xml:id="u-1.1" who="#KrzysztofGadowski">W związku z powyższym podkomisja zdecydowała o zwołaniu naszego posiedzenia, by posłuchać, jaka jest dzisiaj możliwość zagospodarowania tak zwanych bloków 200 plus w poszczególnych spółkach energetycznych, zastanowić się, co jest możliwe, w jakim kontekście czasowym, skąd na to środki. Mamy dzisiaj wśród nas prezesa PSE, który przygotował świetną prezentację. To jest taka kwintesencja z jego szerszej prezentacji formy, która przede wszystkim zna swoje miejsce na ziemi w kontekście bezpieczeństwa energetycznego Polski, która mocno chodzi po ziemi i próbuje te wszystkie moce liczyć, zabezpieczać i domagać się ewentualnie wspólnych działań ku temu, żeby Polacy mieli energię elektryczną również w nocy, jak i wtedy, kiedy nie wieje i kiedy słońce nie świeci. Ale to również jest sprawa, jak mówię, strony społecznej, żeby zabezpieczyć w spokoju społecznym czas, który nam pozostał do wdrożenia pewnych nowych inwestycji.</u>
<u xml:id="u-1.2" who="#KrzysztofGadowski">W związku z tym pozwólcie państwo, że naszą dzisiejszą prezentację rozpoczniemy od prezesa Grzegorza Onichimowskiego, który ogarnie część potrzeb, jakie pozostały, żebyśmy mogli dwusetki uruchomić. Przypomnijmy, że nawet kiedy poprzedni rząd wdrażał modernizację, czyli przygotowywał tak zwany plan modernizacji, wdrażał projekt modernizacji tych dwusetek na lata 2017–2021, to dalej tego tematu nie pociągnął. Ba, nawet nie zrobił drugiego kroku, żeby te programy zostały zakończone. I dzisiaj jesteśmy w takim miejscu, w jakim jesteśmy. Panie prezesie, do pana pierwsze pytanie, do kiedy będzie nam potrzeba węgla i czy damy radę go jeszcze wydobyć? Dziękuję bardzo.</u>
<u xml:id="u-1.3" who="#GrzegorzOnichimowski">To co powiedziałem na temat penetracji czy obecności źródeł odnawialnych, może nie jest aż tak istotne w ogólnym bilansie, ale jest bardzo istotne, jeśli chodzi o wykorzystanie poszczególnych źródeł na rynku. Bo już dzisiaj widzimy, i to nie tylko w Polsce, widzimy to też w innych krajach, że stopień wykorzystania źródeł konwencjonalnych staje się coraz niższy. Dzisiaj mamy w zasadzie dla źródeł węglowych ten sam stopień wykorzystania co chociażby dla źródeł wiatrowych. Tyle że w wietrze to jest z powodów naturalnych, bo nie zawsze wieje wiatr, a w przypadku źródeł na paliwa kopalne zależy to oczywiście od ekonomiki i od tego, czy źródła odnawialne, jak mówimy w sektorze, wypychają źródła konwencjonalne z rynku, bo mają niższą ofertę produkcji energii. Tym samym w ten sposób zyskują pierwszeństwo w dostępie do sieci. Co za tym idzie, z punktu widzenia operatora systemu elektroenergetycznego, kluczowa staje się elastyczność systemu, czyli to, żeby również jednostki konwencjonalne były jak najbardziej sterowalne, żeby szybko można było zwiększyć bądź zmniejszyć generację, czy też nawet wyłączyć daną jednostkę, a potem włączyć ją z powrotem. Z tego punktu widzenia oczywiście w szczególności w sytuacji, kiedy zarzucony został program modernizacji bloków 200, te bloki w niewielkim tylko stopniu mogą pełnić taką funkcję na rynku. Jeśli musimy taki blok przywołać na kilkadziesiąt minut, to musimy go uruchomić kilka godzin wcześniej. Zatem oczywiście ekonomika pracy tego typu jednostki jest bardzo zaburzona przez dynamiczną sytuację w systemie, która oczywiście jeszcze – może warto to na koniec wstępu powiedzieć – jest częścią sytuacji w systemie europejskim. Polska bowiem działa jako element wspólnego europejskiego rynku energii, gdzie przepływy energii z Polski bądź do Polski dyktowane są wyłącznie przez gradient cen, czyli różnice cen na polskiej giełdzie energii i na ościennych giełdach energii, i tylko to wyznacza, czy eksportujemy, czy importujemy. Nawet nie jesteśmy tu do końca suwerenni, jeśli chodzi o to, jak podejmujemy decyzje co do tego merit order, który aktualnie jest realizowany. Ale oczywiście ma to też swoje zdecydowane plusy w postaci ograniczenia kosztów zaopatrzenia w energię elektryczną dla polskich klientów, bo dzisiaj nie da się ukryć, że częściej energię importujemy niż eksportujemy, ponieważ Polska, jeśli chodzi o rynki spotowe energii elektrycznej, jest raczej w górnej części tabeli europejskiej. Oczywiście na południe od nas – Włochy, Węgry, Rumunia, Bułgaria – na ogół są trochę wyższe ceny, ale już na północ czy na zachód ceny są niższe. Największe europejskie rynki energii – rynek niemiecki, hiszpański, francuski – notują dużo niższe ceny. To było tło.</u>
<u xml:id="u-1.4" who="#GrzegorzOnichimowski">Teraz pójdźmy już w kolejne… Co tu się dzieje? Pokonała nas technika. Są slajdy. Tutaj państwo macie porównanie, jak to się rok do roku kształtuje. Widać już, że odnawialne źródła energii w coraz większym stopniu zabezpieczają potrzeby krajowego systemu elektroenergetycznego. W 2024 r. udział źródeł odnawialnych to było około 30%, ale tu nie chodzi tylko o udział statystyczny, ale również jak to wpływa na codzienny ruch w systemie. To, o czym mówiłem wcześniej. W szczególności chciałbym zwrócić uwagę na udział źródeł fotowoltaicznych, bo nad nimi mamy niewielkie panowanie, jako operator systemu przesyłowego. I ten udział jest w tej chwili taki, że właściwie jeśli dzień słoneczny – to jest zjawisko występujące w całej Europie – ceny energii zmierzają do zera albo nawet są ujemne. Bo tej energii jeszcze nie potrafimy – i nie jest to tylko nasz problem, to jest problem również europejski – zagospodarować wystarczająco, żeby nie mieć nadwyżek.</u>
<u xml:id="u-1.5" who="#GrzegorzOnichimowski">Co ciekawe, udział węgla brunatnego w ostatnim roku nawet leciutko wzrósł. Wiąże się to z faktem utrzymywania nie bardzo, bardzo wysokich cen uprawnień do emisji, czyli co za tym idzie, ekonomika przesunęła się z powrotem w kierunku źródeł na węgiel brunatny od źródeł na węgiel kamienny. Bo przede wszystkim tam te różnice się adresuje po jednej stronie cen surowca, po drugiej – cen uprawnień do emisji.</u>
<u xml:id="u-1.6" who="#GrzegorzOnichimowski">Teraz, jak to będzie wyglądało? Otóż, jeśli byśmy wzięli pod uwagę, jakie dzisiaj są zakontraktowane jednostki wytwórcze na rynku mocy, to na tym rynku mocy na dzisiaj na 2025 r. te jednostki zostały już oddane. Pracują. Są to jednostki gazowe. Widać, jak one pracują w systemie. Z naszego punktu widzenia, czyli punktu widzenia operatora, ta praca jest dla nas bardzo zachęcająca. One są bardzo elastyczne i możemy nimi dobrze zarządzać. W 2026 r., czyli za rok, będzie uruchomiona najprawdopodobniej – tutaj chyba nie ma opóźnień, więc będzie – Ostrołęka i Grudziądz. Później kolejne projekty. I to są te jednostki gazowe, które na dzisiaj są zakontraktowane na rynku mocy. Niestety na rok 2028 i 2029 na dzisiaj nie ma przewidzianego żadnego oddania jakichkolwiek jednostek dyspozycyjnych. Ta sytuacja może się zmienić, ponieważ w dniu dzisiejszym – to chyba państwo wiecie, Rada Ministrów przyjęła projekt ustawy, który w pewien sposób otwiera możliwość ponownej aukcji na rynku mocy na rok 2029. Mamy zapewnienia ze strony firm, pewnie będą o tym mówić przedstawiciele firm, że są projekty i w związku z tym pojawią się jednostki, jeśli chodzi o jednostki gazowe.</u>
<u xml:id="u-1.7" who="#GrzegorzOnichimowski">Teraz, jak to wygląda po stronie jednostek węglowych. Mamy pięć jednostek węglowych, które mniej więcej do połowy lat 30. są jeszcze pokryte rynkiem mocy. To jest jedna jednostka węgla brunatnego w Turowie, pozostałe dwie jednostki to duże bloki w Opolu, jednostka w Jaworznie i jednostka w Kozienicach. Te bloki mają zabezpieczone wsparcie ryku mocy do połowy lat 30. Co do pozostałych jednostek przyjęta została dopiero teraz w tej kwestii ustawa o tak zwanych aukcjach dodatkowych, czyli trzy razy po jednym roku. Jest możliwość przedłużenia funkcjonowania bloków węglowych do roku 2028. Dlatego z punktu widzenia operatora mówimy, że świetnie się stało, że otwieramy z powrotem kontraktację na 2029 r., bo ta data jest nieprzypadkowa. Jest bowiem tą datą, kiedy kończy się wsparcie dla wszystkich jednostek węglowych poza tymi pięcioma, o których mówiłem wcześniej. De facto te wszystkie jednostki są zagrożone wycofaniem z przyczyn ekonomicznych, ponieważ przy takim stopniu ich wykorzystania de facto ich sens istnienia, ekonomika na rynku energii jest ujemna. Nie ma jej. One przynoszą ujemne cash flow-y. Bez wsparcia rynku mocy w zasadzie jednostki dyspozycyjne – i nie dotyczy to tylko starych bloków, to dotyczy wszystkich bloków, również przyszłych bloków gazowych – będą miały zabezpieczoną przyszłość tylko wówczas, jeśli będzie rynek mocy. Ten problem adresujemy dzisiaj zarówno krajowo, jak i w ramach polskiej prezydencji w UE. O ile wiem, rząd już podnosił ten problem na forum unijnym. Wydaje się, że w sytuacji, kiedy wiele innych krajów też ma podobny problem, będzie możliwość kontynuowania rynku mocy, bo on dzisiaj jest tylko do 2030. Będzie możliwość kontynuowania tego rynku mocy, tyle że, powiedzmy, szansa, że w ramach tego będzie również miejsce na bloki węglowe po roku 2028, jest umiarkowana. Aczkolwiek być może – to już jest raczej z mojej strony spekulacja – moglibyśmy liczyć na pewien mechanizm substytucji. Czyli w momencie, kiedy dany podmiot będzie się zobowiązywał do wykonania niskoemisyjnego bloku na przykład gazowego, będzie mógł kontynuować wsparcie dla bloku węglowego tak długo, dopóki nie nastąpi następstwo. To jest jakiś tam mechanizm, który moglibyśmy spróbować wprowadzić. Tym niemniej, chciałbym to bardzo podkreślić, stopień wykorzystania tych jednostek będzie bardzo nieduży. Narodowe Centrum Analiz Energetycznych, czyli komórka analityczna, która działała przy operatorach, i PSE, wspólnie dochodzą w analizach do poziomu wykorzystania mocy dyspozycyjnych wszystkich, czy to gazowych, czy to węglowych, a wiadomo, że i tak gazowe będą miały pewne pierwszeństwo ze względu na to, że mają większą elastyczność, w połowie lat 30. typu 5%, 7% czasu wykorzystania. Reszta to będą źródła odnawialne. To jest obiektywne zjawisko, z którym mamy do czynienia, więc tak czy owak te jednostki będą istniały tylko dzięki takim mechanizmom jak rynek mocy.</u>
<u xml:id="u-1.8" who="#GrzegorzOnichimowski">Teraz na koniec jeszcze spodziewane wykorzystanie tych bloków węglowych. Tu państwo widzicie, że nawet przy założeniu… Bo myśmy założyli, że wejdą tylko bloki gazowe, które już dzisiaj są w rynku mocy, że nie będzie nowych. A one oczywiście się pojawią. Czas wykorzystania bloków będzie radykalnie spadał. Zachęcam państwa do zapoznania się. Jest to na naszej stronie internetowej.</u>
<u xml:id="u-1.9" who="#GrzegorzOnichimowski">Krajowa ocena wystarczalności generacji. Ta krajowa ocena wystarczalności generacji jest fragmentem europejskiej oceny wystarczalności generacji. Przygotowujemy w ramach wspólnej unijnej metodologii polski plan, czyli polską ocenę wystarczalności, i na podstawie krajowej oceny wystarczalności generacji wyznaczamy między innymi poziom zapotrzebowania na tym rynku mocy na kolejne lata. Widać już, że ten poziom staje się bardzo wysoki. Niezależnie od tego, jaki tu przyjmiemy stopień wykorzystania, jest to bardzo istotne.</u>
<u xml:id="u-1.10" who="#GrzegorzOnichimowski">Na koniec jeszcze chciałbym powiedzieć, że jeśli chodzi o wykorzystanie źródeł konwencjonalnych, mamy do czynienia jeszcze z tak paradoksalną sytuacją, że na polskim rynku mocy – przypominam, że to jest ustawa uchwalona w 2018 r. – mogą działać również podmioty zagraniczne. Tym niemniej to, że operator przywoła zagraniczny podmiot do pracy na polskim rynku mocy, nie oznacza, że energia z tej elektrowni, która jest objęta tym rynkiem mocy, płynie do Polski, bo kierunek przepływu energii elektrycznej wyznaczają wyłącznie ceny na rynku spotowym energii elektrycznej. Zatem jest to zobowiązanie całkowicie fikcyjne. Chciałbym to państwu zadedykować i w pewien sposób adresować, żeby przyszłe rozwiązania w tej dziedzinie uwzględniały fizyczne wykonanie takiego obowiązku, jeśli mielibyśmy założyć, że taki rynek mocy będzie nie tylko rynkiem polskim, ale mechanizmem europejskim, do czego pewnie będziemy namawiali, żeby to nie było tylko i wyłącznie polskie rozwiązanie. To chyba tyle, jeśli chodzi o slajdy. Jak by były jakieś pytania, to myślę, że udzielę odpowiedzi po wypowiedziach przedstawicieli firm.</u>
<u xml:id="u-1.11" who="#GrzegorzLot">Narracja będzie następująca: ja zrobię krótki wstęp, a potem oddam głos moim kolegom. Jak państwo widzicie, moje gardło nie jest najlepsze na świecie. Proszę państwa, 17 grudnia poprzedniego roku ogłosiliśmy nową strategię. Ona jednoznacznie komunikuje, jak będzie wyglądał świat według Grupy TAURON. Rdzeniem biznesowym Grupy TAURON jest dystrybucja. W perspektywie najbliższych lat chcemy zainwestować ponad 70 mld zł. Drugą perspektywą jest OZE, cały ekosystem, od wiatraków poprzez fotowoltaikę do magazynów energii. Tam zainwestujemy ponad 30 mld zł w tej strategicznej perspektywie. Trzecim superważnym obszarem jest klient. To jest to, na co stawiamy. Po to robimy transformację, po to robimy energię i dystrybuujemy, aby budować przewagę konkurencyjną naszych klientów i dać też naszej społeczności, naszym klientom indywidualnym komfort termiczny czy energetyczny. To są takie główne trzy elementy i tak widzimy świat przyszłości.</u>
<u xml:id="u-1.12" who="#GrzegorzLot">Pan prezes Grzegorz Onichimowski mówił o tym wcześniej, że jest duży potencjał, żeby energia elektryczna była bardzo tania. Wierzymy w elektryfikację, wierzymy w dekarbonizację, przy czym, żeby to się spełniło, żeby energia była tania i rachunki były niskie, musimy działać i zużywać zgodnie z naturą. Tam, gdzie wieje, kiedy świeci – jest tanio, kiedy nie wieje i nie świeci – będzie prawdopodobnie drożej. Po to są magazyny, po to są inne systemy, które potrafią stabilizować. Po to są też taryfy dynamiczne, które teraz testujemy i zachęcamy klientów, żeby korzystali z tego dobrodziejstwa.</u>
<u xml:id="u-1.13" who="#GrzegorzLot">Proszę państwa, z naszej perspektywy, i to też komunikowaliśmy, w naszej strategii jednoznacznie mówimy o energetyce konwencjonalnej. Nie da się zrobić transformacji energetycznej skutecznej, akceptowalnej przez społeczeństwo, przez gospodarkę, bez energetyki konwencjonalnej. Mówimy, że to jest bardzo ważny element. Mądra i sprawiedliwa transformacja w naszym ujęciu to jest to, żeby zabezpieczyć bezpieczeństwo, czyli prąd musi być. To jest pierwsza rzecz. Prąd musi być w dobrej cenie. Z drugiej strony nowa energetyka, nowy świat musi wziąć odpowiedzialność za tych ludzi, którzy doprowadzili do stanu, w którym w chwili obecnej jesteśmy. Tak że na tym polega zobowiązanie.</u>
<u xml:id="u-1.14" who="#GrzegorzLot">Komunikując strategię energetyki konwencjonalnej, zagwarantowaliśmy wszystkim naszym pracownikom w wytwarzaniu, bo kopalni nie mamy, ale w wytwarzaniu energii, na poszczególnych spotkaniach – tych spotkań było kilka czy nawet kilkanaście, łącznie ze strona społeczną i z samorządami – że każdy pracownik, każda pracownica naszej Grupy, która będzie chciała, znajdzie miejsce pracy w organizacji, a jeżeli nie będzie chciała, to będzie objęta pakietami społecznymi, które są dzisiaj szeroko rozwinięte. Nikt nie zostanie bez opieki, a osoby, które chcą pracować, znajdą pracę. Chcę tylko powiedzieć w ten sposób, że jako Grupa w ciągu roku rekrutujemy ponad tysiąc osób. Mamy 1500 rekrutacji. W chwili obecnej jako Grupa mamy nawet ponad 200 wakatów i chętnie przyjmiemy osoby do pracy. Niektóre osoby wymagają konwersji, nauki, ale zainwestujemy w to.</u>
<u xml:id="u-1.15" who="#GrzegorzLot">Szczęściem jest to, że w momencie, kiedy jest transformacja energetyki konwencjonalnej, bardzo mocno rozwijają się pozostałe gałęzie. Tak jak powiedziałem – 70 mld w dystrybucję. Mamy tam przez kolejne 10 lat bardzo dużo do zrobienia i każda osoba kompetentna, zaangażowana znajdzie tam miejsce. Mamy prawie 4 do 5 mld do wydania w cieple, przy dekarbonizacji i rozwoju na kolejne potrzeby. Tak jak powiedziałem, rozwój OZE, magazynów – to kolejna domena, na której chcemy się skupić. Już nie wspomnę o klientach, bo o tym powiedziałem wcześniej. Kropka w tym momencie. Pokazuję, jak to jest bardzo ważne.</u>
<u xml:id="u-1.16" who="#GrzegorzLot">Natomiast my jesteśmy firmą prywatną, jesteśmy firmą giełdową. Skarb państwa ma 30% udziałów, nasi akcjonariusze oczekują ekonomiki działania. Zresztą strategia, jaką zakomunikowaliśmy, była pozytywnie przyjęta, nawet bardzo pozytywnie. Można bezpośrednio spojrzeć na akcje. Wartość akcji naszej firmy przed i po ogłoszeniu. Tak że jednoznacznie akcjonariusze i inwestorzy, i właściciele naszej firmy mówią, w którym kierunku należy podążać. Tak że wynik ekonomiczny musi być. Ekonomika musi być spełniona. Zresztą pan prezes Grzegorz Onichimowski mówił wcześniej, że nie ma takiej możliwości, żeby jednostki wytwórcze mogły działać poniżej zera bezwzględnego. To jest absolutne must have, które musimy zapewnić. Ekonomika.</u>
<u xml:id="u-1.17" who="#GrzegorzLot">Druga rzecz jest taka: działamy w trybie legislacyjnym, czyli w danym modelu prawnym. Dzisiaj wiemy, że możemy funkcjonować z naszymi dwusetkami do 2028 r. I do tego jesteśmy przygotowani. Wiemy o czymś takim, że w tym roku w modelu cenobiorcy będzie ogłoszona aukcja mocy, prawdopodobnie w sierpniu – lipiec, sierpień, z tego co jest zapisane – i my do tej aukcji z dużym prawdopodobieństwem przystąpimy. Jeżeli wygramy tę aukcję, będziemy funkcjonowali przez kolejny okres czasu. Mówię o tych jednostkach dwusetkowych. Jeżeli nie wygramy tej aukcji, te bloki, które nie weszły, zostaną odstawione. Podobny cykl będzie się odbywał w roku 2026 i 2027, tak aby doprowadzić tę organizację do 2028 r. Te roczne aukcje powodują to, że bardzo mocno optymalizujemy nakłady na remonty, modernizację, bo to jest perspektywa roczna. Tak że patrzymy, że te jednostki będą działały do 2028 r. I tak trzeba prowadzić politykę remontowo-modernizacyjną, aby zapewnić ekonomikę i bezpieczeństwo inwestycyjne przez poszczególne lata.</u>
<u xml:id="u-1.18" who="#GrzegorzLot">Co się wydarzy po 2028 r., to jest dyskusja. Natomiast my patrzymy bardzo komercyjnie. Oczywiście z dużą atencją do części społecznej, ale już nie będę powtarzał, bo to wybrzmiało wielokrotnie w naszej strategii i dzisiaj. Patrzymy komercyjnie. Jesteśmy otwarci na zbudowanie różnych modeli komercyjnych, również na to, żeby świadczyć usługę do 2028, 2030, może dłużej. Wszystko zależy od tego, jaki będzie model legislacyjny, formalny. Jeżeli po stronie popytowej pojawią się takie pytania, oczywiście jesteśmy w stanie takie oferty złożyć i przedstawić. Nie wszystkie są tanie, bo powiem, że wydłużenie pracy bloków klasy dwusetkowej, przy dzisiejszych parametrach technicznych, powyżej 2030 r. wymaga bardzo dużych nakładów inwestycyjnych. To już nie są miliony. To są miliardy złotych, które trzeba wydać na te jednostki. Trzeba być też bardzo ostrożnym w deklarowaniu tego typu rozwiązań.</u>
<u xml:id="u-1.19" who="#GrzegorzLot">Tak że przed nami bardzo ciekawa dyskusja. Jako firma podchodzimy do tego bardzo elastycznie, ale z drugiej strony bardzo skrupulatnie w kategoriach ekonomiki i tego, co jest dzisiaj na stole, czyli legislacji. Oddam głos moim kolegom, jeżeli państwo pozwolicie. Powiemy więcej na temat, co się wydarzy w momencie, kiedy byśmy odstawili te jednostki, oraz jakie jest nasze podejście do aukcji mocy, jak to wygląda z perspektywy takiej firmy jak nasza, dobrze?</u>
<u xml:id="u-1.20" who="#MichałOrłowski">Rzeczywiście to, o czym mówił prezes Onichimowski, ten współczynnik wykorzystania mocy spada bardzo drastycznie w ostatnich latach. To co warto wskazać, to że w roku 2024 nasze elektrownie Jaworzno czy Łaziska i Siersza odpowiednio wykorzystywały 10, 23 i 15% mocy. Tak naprawdę to 23 jest mylące, ponieważ tam są pewne wymuszenia ciepłownicze, żeby zasilić miasto. Można więc powiedzieć, że nasze bloki węglowe pracują już nawet nie tyle co bloki wiatrowe, tylko bliżej wykorzystania bloków fotowoltaicznych. To jest niestety bardzo silna tendencja spadkowa, którą widzimy w ostatnich latach.</u>
<u xml:id="u-1.21" who="#MichałOrłowski">To, o czym jeszcze warto wspomnieć, to że te bloki od strony technicznej przepracowały już między 250 a 300 tys. godzin w zdecydowanej większości, czyli powiedzmy, że patrząc na ich oryginalny cykl życia, zbliżają się zdecydowanie do jego końca. Jest oczywiście możliwe wydłużenie ich cyklu pracy, natomiast to będzie coraz droższe z każdym rokiem i wiąże się z większym ryzykiem. Możemy więc kontynuować, wskazaliśmy perspektywę nawet między latami 2030 a 2035, niemniej jednak nakłady będą tu wymagane i one będą rosły z czasem.</u>
<u xml:id="u-1.22" who="#MichałOrłowski">Natomiast chcieliśmy jeszcze podkreślić, że te bloki wciąż mogą pełnić funkcję rezerwy w krajowym systemie elektroenergetycznym. Mieliśmy w tym roku sytuację przywołania w ramach rynku mocy na początku listopada, która wskazała, że rzeczywiście, kiedy nie wieje i nie świeci, ta rezerwa mocy jest potrzebna w systemie. W związku z tym z naszej perspektywy jesteśmy gotowi, aby tę rezerwę dalej świadczyć, jeżeli jesteśmy w stanie osiągnąć wyniki przynajmniej neutralne czy zerowe na tych jednostkach.</u>
<u xml:id="u-1.23" who="#MichałOrłowski">Myślę, że jak byśmy mogli jeszcze przejść do czwartego slajdu, to chciałbym wspomnieć o tym, co by było, gdybyśmy te jednostki jednak musieli odstawić, zanim przejdziemy do tego, jak można przedłużyć ich życie. Prowadzimy szereg analiz odnośnie do tego, jakie rozwiązania mogą występować na poszczególnych lokalizacjach. W szczególności mówimy o próbie konwersji na paliwo biomasowe lub odpadowe. To dotyczy Elektrowni Siersza, która ma kotły fluidalne, które są bardziej przystosowane do zagospodarowania innych paliw. Natomiast szykujemy także nowe projekty inwestycyjne. Tutaj już na początku tego roku złożyliśmy wnioski o warunki przyłączenia na prawie 2 GW w bateryjnych magazynach energii oraz 1,3 GW w jednostkach szczytowych gazowych. Te jednostki szczytowe gazowe możemy także dalej rozwijać. Staramy się szukać rozwiązań, które nie będą oparte na blokach gazowo-parowych, tak jak to miało miejsce w ostatnich inwestycjach, tylko będą miały jeszcze większą elastyczność przy nieco niższej sprawności, ale tak by w krótkim czasie i przy niższych nakładach inwestycyjnych móc dostarczyć tę moc przez 5, 10, 15% czasu, tyle ile będzie potrzebne, żeby optymalnie zbilansować system dla PSE.</u>
<u xml:id="u-1.24" who="#MichałOrłowski">Natomiast te nowe inwestycje to nie tylko elektroenergetyka, ale także zabezpieczenie mieszkańców w ciepło. W każdej naszej lokalizacji przeprowadziliśmy analizy odnośnie do optymalnego zestawu źródeł ciepłowniczych. Historycznie były to upusty z elektrowni, natomiast w przyszłości będą to głównie źródła gazowe i w każdej lokalizacji, w której funkcjonuje taka elektrownia, zaproponowaliśmy dedykowane rozwiązania odnośnie do ciepłownictwa, które zapewnią ciągłość dostaw ciepła dla mieszkańców i ich zabezpieczenie w tym zakresie. Tak że tyle o samych lokalizacjach. Może jeszcze o systemie wsparcia, jak byś w międzyczasie mógł, Piotr, powiedzieć dwa zdania.</u>
<u xml:id="u-1.25" who="#PiotrGołębiowski">Te 37 jednostek to jest około 11,5 GW obowiązku mocowego. Biorąc pod uwagę tę liczbę, możemy sobie mniej więcej matematycznie oszacować, jak przy symulowaniu aukcji, ta symulacja jest przez nas przeprowadzana cały czas, właściwie nieprzerwanie od kilku miesięcy, jak wyliczyć mniej więcej szacowany poziom mocy, która się nie zmieści w tych aukcjach uzupełniających. To się odpowiednio kształtuje tak, że prawdopodobnie, jak przewidujemy, w aukcji na rok 2026 zostanie pozostawionych około 500 MW, później w roku 2027 około 850, już narastająco, jeszcze dodatkowo dojdzie 300 MW, ale później w aukcji 2028 – wracam do tego, że luka mocowa jest 4900 na ten moment, znana nam z ankiet wykonanych w czerwcu – prawdopodobnie około 3800 MW nie zmieści się w aukcji. Jeżeli przyjmiemy założenie, że produkcja jest nieekonomiczna i rynek jednotowarowy, oparty o handel energią elektryczną nie zapewnia sfinansowania kosztów stałych, a nawet kosztów zmiennych, to zakładamy, że te jednostki zostaną odstawione. Już teraz mówię nie tylko o kwestii TAURON-u, ale o wszystkich jednostkach w zarządzaniu przez Eneę, przez PGE, przez Energę i ZE PAK. To oznacza, że po roku 2028, czyli kiedy te wszystkie aukcje się wydarzą, czyli była derogacja i później zostanie przestrzeń nieobjęta mechanizmem wsparcia, mimo to, że luka mocowa jest dalej identyfikowana przez operatora na poziomie od 4200, aż później pnie się już praktycznie wykładniczo do roku 2040, to wiemy, że te jednostki, które pozostaną, nie zapewnią skutecznie tej luki mocowej, pod warunkiem, że nie wejdą inne jednostki sterowalne – podkreślam: sterowalne ,nie oparte o prognozę pogody – które to zastąpią. Dlatego postulujemy, aby w tym zakresie również uwzględnić ten fakt, jeżeli po 2028 miałyby wejść inne mechanizmy wsparcia albo – nie wiem – szeroko omawiana obecnie rezerwa strategiczna albo później już druga edycja rynku mocy, żeby było w ogóle co w tych rynkach położyć. Dziękuję bardzo.</u>
<u xml:id="u-1.26" who="#MarcinLaskowski">To, na co chciałbym zwrócić uwagę, to planowany czas pracy tych bloków. On był planowany na 200 tys. godzin. Jak państwo rzucą okiem na ostatnią kolumnę, to w zasadzie wszystkie te bloki pracują dużo więcej niż pierwotnie planowany czas ich eksploatacji. To, co realizujemy w tych lokalizacjach, biorąc pod uwagę potrzeby i uwarunkowania krajowego systemu elektroenergetycznego, to przede wszystkim realizacja i oddanie do eksploatacji nowych bloków gazowych. Jeżeli chodzi o lokalizację Szczecina, niedaleko Szczecina, w Gryfinie, pod koniec ubiegłego roku oddaliśmy dwa nowe bloki gazowe do eksploatacji o łącznej mocy około 1400 MW. To są bloki, które dają bezpieczeństwo pracy sieci w tym rejonie. To są bloki elastyczne. Z tego co wiemy, to bardzo dobrze sprawdzają się w systemie od momentu ich uruchomienia.</u>
<u xml:id="u-1.27" who="#MarcinLaskowski">Jeżeli chodzi o drugą lokalizację w Rybniku, to tu też mamy szeroki pakiet inwestycji. Obecnie jesteśmy w trakcie realizacji bloku o mocy ponad 880 MW, który planujemy oddać do eksploatacji na przełomie roku 2026 i 2027, ale nie tylko. Abstrahuję od efektów, które uzyskamy z pracy tych nowych bloków opartych o generację gazową. W tych lokalizacjach planujemy również inne inwestycje. To są przede wszystkim inwestycje w ciepło, tak żeby zapewnić mieszkańcom zarówno Gryfina, jak i Rybnika ekologiczne ciepło i stałe zasilanie w ciepło. W tych lokalizacjach planujemy również budowę magazynów energii. Jeżeli chodzi o Gryfino, to tutaj mamy już projekt w dalekim przygotowaniu, dlatego że mamy warunki przyłączenia do sieci. To jest dość duża jednostka o mocy 400 MW, a także już mamy wygrany rynek mocy na rok 2029. Mógłbym powiedzieć, że jest to inwestycja jak najbardziej pewna. Podobny magazyn planujemy w lokalizacji Rybnik, gdzie też chcielibyśmy, żeby ta lokalizacja dodatkowo była sercem energetyki dostosowanym do potrzeb systemu elektroenergetycznego. Natomiast, nie wyłączając tego i patrząc w przyszłość, dodatkowo w obu lokalizacjach analizujemy również możliwości realizacji kolejnych inwestycji.</u>
<u xml:id="u-1.28" who="#MarcinLaskowski">Odnosząc się teraz do istniejących jednostek, tych jednostek obecnie pracujących w oparciu o węgiel kamienny, jesteśmy w zasadzie teraz, jako Polska Grupa Energetyczna, w fazie pogłębionych analiz możliwości dalszego wykorzystywania tych bloków przy dwóch podstawowych uwarunkowaniach. Uwarunkowanie podstawowe to jest kwestia efektywności ekonomicznej, bo ostatnie lata wskazują na to, że obie lokalizacje są trwale nierentowne. W związku z tym jesteśmy w stanie, biorąc pod uwagę jeszcze możliwości techniczne, które moglibyśmy przy pewnych remontach w tych lokalizacjach osiągnąć, wykorzystywać te bloki przez dodatkowy okres, dodatkowy czas, natomiast konieczne jest pozyskanie stosownego mechanizmu zapewniającego ich rentowność. Dość bacznie przyglądamy się teraz aukcjom dogrywkowym. Jeżeli w wyniku tych analiz ekonomika będzie uzasadniona, to jak najbardziej będziemy chcieli do tych planowanych na ten rok aukcji przystąpić. I te jednostki – jeżeli system elektroenergetyczny będzie tego wymagał – jak najdłużej wykorzystywać. Dziękuję serdecznie na chwilę obecną. Jeżeli będą czy do mnie, czy do pana dyrektora, który bezpośrednio odpowiada za ten proces, pytania, to chętnie odpowiemy.</u>
<u xml:id="u-1.29" who="#BartoszKrysta">Na wstępie chciałem powiedzieć kilka słów wprowadzających, jeśli można. Grupa Enea, jeżeli chodzi o wytwarzanie konwencjonalne, systemowe, to dwie duże elektrownie systemowe o łącznej mocy 5,7 GW – Elektrownia Kozienice ponad 4 GW, Elektrownia Połaniec prawie 1,7 GW. Mamy w swojej Grupie kopalnie – nie boję się tego stwierdzenia – najlepszą polską kopalnię – kopalnię węgla kamiennego Bogdanka, której zdolności wydobywcze są w okolicach 8–8,5 mln ton i która dzisiaj w 80% dostarcza węgiel dla Grupy Enea.</u>
<u xml:id="u-1.30" who="#BartoszKrysta">Również jako Grupa Enea w połowie listopada opublikowaliśmy naszą strategię, która między innymi zakłada odpowiedzialną, sprawiedliwą i stabilną transformację wytwarzania systemowego. Materiały, które będą dzisiaj pokazane, są jak najbardziej w harmonii z tą strategią.</u>
<u xml:id="u-1.31" who="#BartoszKrysta">Jeżeli chodzi o bloki węglowe, zarówno klasy 200, jak i klasy 500 – posiadamy takowe dwa bloki w Kozienicach – jesteśmy gotowi do pracy tymi blokami, do pełnienia rezerw, jednakże jest to uwarunkowane mechanizmami wsparcia, o których tu już dzisiaj było dużo mówione. Mam tu na myśli rynek mocy, zarówno aukcje derogacyjne dla jednostek wysokoemisyjnych, czyli węglowych, jak również aukcje dogrywkowe, bo chcemy transformację robić poprzez źródła gazowe. Bardzo istotną rzeczą – i to chciałbym podkreślić – jest biomasa. Bo dzisiaj Elektrownia Połaniec to jest 1,5 mln ton biomasy. Nawet może w tym roku troszeczkę więcej. W przyszłym roku to już będzie wolumen ponad 2 mln ton i praca bloków w Połańcu oparta jest i będzie w zasadniczej mierze na biomasie. Wszelkiego typu prace dotyczące dyrektywy RED III i tego, jakie konsekwencje ta dyrektywa przeniesie na legislacje krajową, są kluczowe dla bytu tej elektrowni przez najbliższe 10 lat.</u>
<u xml:id="u-1.32" who="#BartoszKrysta">Oddam teraz głos panu prezesowi Andrusiewiczowi, który przedstawi krótką prezentację i pokaże, jak sytuacja wygląda. Dziękuję.</u>
<u xml:id="u-1.33" who="#PiotrAndrusiewicz">Jeżeli chodzi o generalną strategię… Poproszę o zmienienie slajdu. Na tle tego slajdu powiem kilka dość istotnych rzeczy, jeżeli chodzi o takie strategiczne podejście do planu, jaki mamy na dwie elektrownie systemowe, które reprezentują chyba, patrząc na grupy kapitałowe, najliczniejszą grupę bloków klasy 200, które są jeszcze w tej chwili czynne. To jest 14 jednostek, 8 w Kozienicach, 6 w Połańcu. Natomiast generalnym założeniem przy tworzeniu na najbliższe lata średnio- i długoterminowego planu tych aktywów było zachowanie strategicznej pozycji tych elektrowni względem krajowego systemu elektroenergetycznego. W tle pracy tych bloków podejmujemy równolegle też działania związane z uruchomieniem projektów inwestycyjnych, które będą zastępować moce węglowe, które z czasem będziemy odstawiać. Jeżeli więc chodzi o elektrownię w Kozienicach, to tak jak wspomniałem, jest to 11 bloków energetycznych, z czego 8 to są bloki klasy 200, 2 bloki klasy 500 i najnowsza jednostka 1075 MW – to jest blok jedenasty. Ich perspektywa żywotności technicznej, jeżeli chodzi o bloki klasy 200, to jest przedział czasowy między 2035 a 2037, według stanu na dzień dzisiejszy. Dla bloków 9 i 10 ta perspektywa techniczna jest trochę dłuższa. To są lata 2040–2041. Niemniej jednak też istotną tezą do budowania planu dla tych jednostek jest to, że te jednostki w kontekście dzisiejszej sytuacji rynkowej nie są możliwe do dalszej eksploatacji, jeżeli nie otrzymują wynagrodzenia za dyspozycyjność, czyli dodatkowego mechanizmu wsparcia równoległego do rynku energii, jakim jest na dzień dzisiejszy rynek mocy. Na tym pierwszym slajdzie widać to też na przykładzie elektrowni w Kozienicach, gdzie żadna z jednostek nie spełnia wskaźnika emisyjności poniżej 550 g/kWh, jeżeli chodzi o wskaźnik emisyjności CO2, co determinuje ich możliwość uczestnictwa w mechanizmie rynku mocy tylko na dzień dzisiejszy w ramach planowanych derogacji na lata 2026–2028, poza blokiem 11, który ma zawarty tzw. kontrakt chroniony, czyli kontrakt, który został zawarty długoterminowo, jeszcze przed wejściem w życie zmiany przepisów dotyczących możliwości udziału w rynku mocy jednostek, które mają wskaźnik emisyjności wyższy niż ten 550 g/kWh.</u>
<u xml:id="u-1.34" who="#PiotrAndrusiewicz">Co do dalszych działań, czyli w okresie derogacyjnym, pomimo rzeczywiście trudnej trochę do zaplanowania polityki remontowej w tym okresie w kontekście corocznych aukcji, zakładamy, że uda nam się zmieścić cały ten portfel wytwórczy, bo tak należałoby na to patrzeć. Na pewno nie ze wszystkimi jednostkami będziemy w stanie pójść na taką aukcję, natomiast wszystkie będziemy chcieli w tym okresie utrzymać z perspektywy tego, że część tej mocy oczywiście musi być back-up-owana w kontekście obowiązku mocowego. Świadczenie tego obowiązku mocowego wiąże się też z tym, że w momencie przywołania musimy podać moc, a jak się państwo domyślacie, te bloki są w permanentnych cyklach remontów, zarówno tych planowanych, jak i statystycznych awariach.</u>
<u xml:id="u-1.35" who="#PiotrAndrusiewicz">Poprosiłbym może o następny slajd. Jeszcze dodam tylko, że w przypadku bloków 9 i 10 bardzo istotną kwestią jest to, że podejmujemy takie działania związane z dostosowaniem tych bloków do spełnienia wskaźnika emisyjności poniżej 550 g/kWh. Mówimy o CO2 oczywiście. To dałoby im perspektywę pracy jeszcze w dłuższym okresie, czyli po 2028 r., i w zasadzie wszystkie z bloków, które widzieliśmy na poprzednim slajdzie, jeżeli chodzi o zielone pola, to one są możliwe do utrzymania w okresie ich żywotności technicznej, pod warunkiem istnienia równolegle systemu wsparcia, który wynagradzałby te bloki za dyspozycyjność.</u>
<u xml:id="u-1.36" who="#PiotrAndrusiewicz">W przypadku jednostki w Połańcu, Elektrowni Połaniec, sytuację mamy skrajnie inną. Może nie tyle technologicznie w sensie bloków energetycznych, bo to są bardzo podobne – przynajmniej kiedyś były – bardzo podobnej konstrukcji bloki, jak te w Kozienicach, niemniej jednak tam podjęliśmy skrajnie różną politykę co do tych bloków energetycznych. Mianowicie, jesteśmy w trakcie realizacji projektu, który pozwoliłby na zwiększenie udziału spalanej biomasy na tych blokach do takiego poziomu, żeby obniżyć wskaźnik emisyjności CO2 poniżej 550 g/kWh w sposób trwały. To daje dla tych jednostek możliwość uczestnictwa w rynku mocy w horyzoncie ich żywotności technicznej, którą określamy dla tych jednostek na rok 2038, a nawet i dalej. Niemniej jednak, co jest istotne, to w kontekście aktualnych uwarunkowań prawnych, z tymi blokami będziemy w stanie pójść na aukcję na rynku mocy, aukcję pięcioletnią modernizacyjną. Ostatnia taka na dzień dzisiejszy jest planowana w grudniu tego roku na rok 2030. Stąd ten rok 2034 jako ostatni planowany dla tych bloków. W zakresie bloku zielonego, to jest to blok, który jest opalany wyłącznie biomasą, zdecydowanie w innej technologii, nowszej konstrukcji, więc dopóki będzie miał możliwość uczestniczenia w mechanizmie rynku mocy, to taki blok będzie w dyspozycji.</u>
<u xml:id="u-1.37" who="#PiotrAndrusiewicz">To co jest dzisiaj największym zagrożeniem z drugiej strony, pomimo szans, które są zbudowane na poziomie projektu 550, to ryzyko związane z brakiem dostępności biomasy, również biomasy w odpowiedniej cenie, czyli takiej, która by pozwoliła na to, że te bloki będą miały perspektywę ekonomiczną dalszej eksploatacji. Głównym zagrożeniem, można powiedzieć, na dzień dzisiejszy, dla tego rynku biomasowego, dla elektroenergetyki, wydaje się dyrektywa RED III, która dla tej wysokokalorycznej biomasy, a taka jest potrzebna do tego, żeby te bloki eksploatować w Połańcu, może narzucać wskaźniki emisyjności, co powodowałoby, że nie bylibyśmy w stanie w pełni skorzystać z możliwości, jakie daje ten projekt.</u>
<u xml:id="u-1.38" who="#PiotrAndrusiewicz">Dodam w tym miejscu jeszcze jedną rzecz, że pomimo przyjętej strategii nie udało nam się w grudniu minionego roku zakontraktować trzech bloków na rynku mocy. Jest to związane z tym, że w obecnej konstrukcji zestawienie tej technologii, można powiedzieć, sterowalnej mocy z technologiami magazynów energii, których podaż dosyć mocno się zwiększyła na rynku, powoduje to, że schodzimy w aukcji do poziomów takich cen, gdzie nie jesteśmy już w stanie utrzymać danego bloku sterowalnego, który wymaga znacznie większych nakładów rocznie na to, żeby utrzymać go w dyspozycyjności w stosunku do magazynów energii.</u>
<u xml:id="u-1.39" who="#PiotrAndrusiewicz">Poproszę następny slajd. To tak poglądowo zestawiliśmy jedną ze ścieżek, ale bardzo pokrywającą się z rzeczywistymi danymi ścieżek cenowych w zakresie węgla, uprawnień do emisji i energii elektrycznej po to, żeby zaprezentować taką przykładową ścieżkę, reprezentatywną dla bloków klasy 200. Jak widać na tym wykresie, to w zasadzie w tej chwili CDS, czyli Clean Dark Spread, który kiedyś, można powiedzieć, był podstawowym źródłem utrzymania elektrowni, dzisiaj oscyluje w okolicach zero, zero minus. Natomiast w perspektywie roku 2035 bardzo wiele ścieżek cenowych wykazuje, że ten CDS będzie ujemny. Chciałbym to więc podkreślić pod kątem przejścia do kolejnych slajdów, gdzie tymi źródłami przychodu do tego, żeby można było utrzymać bloki regulacyjne w systemie, w głównej mierze jest to wynagrodzenie za dyspozycyjność, a poziomy kosztów z tym związane będą zaprezentowane na kolejnym slajdzie.</u>
<u xml:id="u-1.40" who="#PiotrAndrusiewicz">W zestawieniu zagregowanych danych koszty stałe, modernizacje odtworzeniowe, w tym nakłady inwestycyjne na zazielenienie części bloków, to jest poziom na początkowym przedziale wykresu, czyli 25, 27, blisko 1,8 mld zł dla grupy bloków wszystkich, zarówno tych w Kozienicach, jak i w Połańcu, poza Green Unitem i poza blokiem 11. One w kolejnych latach stopniowo spadają, bo zgodnie z tym, co wcześniej czytaliśmy, jeżeli chodzi o strategię funkcjonowania, planujemy w samej elektrowni w Kozienicach, w momencie kiedy zostaną uruchomione bloki gazowe, część tych bloków odstawić.</u>
<u xml:id="u-1.41" who="#PiotrAndrusiewicz">Poproszę następny slajd. Dalej idąc, w poszczególnych lokalizacjach, to w przypadku bloków klasy 200, to one z perspektywy możliwości pokrycia tych dwóch głównych strumieni czy wydatków w zakresie kosztów stałych i modernizacji odtworzeniowych, to obecny poziom przychodów z rynku mocy – i tutaj dodam coś, o czym chyba jeszcze dzisiaj nie mówiliśmy w ciągu spotkania – czyli rynku mocy bilansujących, jest to rzeczywiście dodatkowe źródło przychodu dla elektrowni systemowych, które pojawiło się przy zmianie, przy takiej reformie rynku bilansującego od 14 czerwca ubiegłego roku. Stanowi to póki co całkiem istotne źródło przychodów dla elektrowni systemowych. Niemniej jednak obserwujemy trend spadkowy samych cen za świadczenie usług bilansujących w systemie, co jest naturalną rzeczą w kontekście tego, że pojawia się coraz większa podaż i jest coraz więcej uczestników tego rynku.</u>
<u xml:id="u-1.42" who="#PiotrAndrusiewicz">Ten wykres przedstawia taką właśnie bardzo prostą tezę, którą już też wygłosiłem w ciągu nawet tej mojej krótkiej wypowiedzi dwa razy, że bez przychodów wynagrodzenia za dyspozycyjność tych bloków nie jest możliwe pokrycie przepływów pieniężnych, które generuje ich utrzymanie.</u>
<u xml:id="u-1.43" who="#PiotrAndrusiewicz">Następny slajd. Podobna sytuacja jest w przypadku bloków klasy 500. Tutaj mamy w planie podejść do modernizacji, stąd w najbliższych latach spodziewamy się trochę większych wydatków na nakłady inwestycyjne.</u>
<u xml:id="u-1.44" who="#PiotrAndrusiewicz">Poproszę jeszcze kolejny slajd. W przypadku elektrowni w Połańcu jesteśmy w tej chwili w zasadzie na końcówce. Będziemy mieli jeszcze takie dwa ostatnie lata wydatków na projekt zazielenienia, gdzie cały portfel wytwórczy, czyli istniejącym czyli bloki 2 do 7, dodam w tym miejscu, że blok nr 1 został z początkiem minionego roku odstawiony z eksploatacji, co akurat było związane trochę z wymogami środowiskowymi, czyli okresem derogacji, który się dla niego skończył, więc dla tych sześciu bloków będziemy dostosowywać od 1 stycznia 2026 r. do spełnienia wskaźnika 550 kg/MWh. Niemniej jednak wykres dosyć dobrze obrazuje poziom przychodów dla tych bloków od 2 do 7 z rynku mocy, który w istotny sposób się w ostatnich dwóch latach aukcyjnych, czyli do 2028 i 2029 roku, obniżył, a skutkiem tego była dosyć duża podaż magazynów energii, które, wygląda na to, że też nie potrzebują tak dużych nakładów na samą inwestycję i eksploatację, jak bloki sterowalne, regulacyjne, właśnie jak na przykład klasy 200 po dostosowaniu do możliwości współspalania biomasy.</u>
<u xml:id="u-1.45" who="#PiotrAndrusiewicz">Poproszę o następny slajd. Kilka głównych tez na sam koniec, które chcielibyśmy w tym podsumowaniu zostawić. Bez wsparcia bloki węglowe będą zamykane w relatywnie krótkim terminie. Mamy bardzo fajną perspektywę derogacyjną na lata 2026–2028, aczkolwiek niepewną z uwagi na to, że nie do końca jesteśmy w stanie dzisiaj przewidzieć, jak się zachowa rynek, z którym będziemy konkurować w tym okresie 2026–2028 na corocznych aukcjach. I co roku będziemy musieli to ryzyko ważyć na stole i podejmować strategiczne decyzje co do portfela źródeł wytwórczych, z którymi będziemy chcieli brać udział w aukcji. Natomiast to, co jest istotne, to jest na pewno to, co po roku 2028. Wnikliwie przeanalizowaliśmy bardzo dobry – uważamy – dokument wykonany przez operatora w listopadzie 2024 r., który był fundamentem do uzyskania zgody Komisji Europejskiej na wdrożenie derogacji na lata 2026–2028. Ewidentnie wnioskujemy z niego jedną rzecz, że jakaś część mocy wytwórczych w zakresie bilansowania mocy w systemie, oparta na węglu kamiennym, będzie potrzebna po 2028 r. Widzimy też dosyć dużą potrzebę rozpoczęcia prac nad kształtowaniem tego nowego systemu, ponieważ w tle pracy w okresie derogacyjnym to jest dosyć istotne dla prowadzenia polityki derogacyjnej dla tych bloków, z których będziemy korzystać w okresie derogacji. Czyli mówimy o czymś, co chcielibyśmy trochę wcześniej przewidzieć w kontekście tego, czy rok 2028 będzie ostatnim rokiem pracy dla danego bloku energetycznego, czy będzie rokiem pośrednim w kontekście jego dalszej pracy.</u>
<u xml:id="u-1.46" who="#PiotrAndrusiewicz">Aukcje dogrywkowe – też bardzo ważny dla nas temat, nie tylko pod kątem planowanych nowych inwestycji, ale też dla bloków w Połańcu z uwagi na to, że grudniowa aukcja z ubiegłego roku nie pozwoliła nam zmieścić wszystkich bloków w tej aukcji. Mamy tam dosyć dużą pozycję otwartą jeszcze na portfelu wytwórczym.</u>
<u xml:id="u-1.47" who="#PiotrAndrusiewicz">To, o czym mówił prezes Bartosz Krysta, i ja w międzyczasie też starałem się podkreślić, dla lokalizacji Połańca i w naszej strategii dla dwóch bloków w Kozienicach, strategiczne i kluczowe jest posiadanie dostępu do biomasy, która nam daje dla tych bloków możliwość dostosowania się do wskaźnika emisyjności, który dzisiaj wynika z regulacji unijnych i który musimy jako uczestnik rynku spełnić.</u>
<u xml:id="u-1.48" who="#PiotrAndrusiewicz">To są wszystkie istotne rzeczy, które chcieliśmy przedstawić w ramach prezentacji. Tak że ja ze swojej strony bardzo dziękuję.</u>
<u xml:id="u-1.49" who="#MariuszKrystian">Natomiast nie przyszedłem tu uprawiać polityki, tylko przede wszystkim zaapelować i zawalczyć o przyszłość pracowników Elektrowni Siersza w Trzebini. Szanowny panie prezesie, dużo pan mówił ciekawych rzeczy, natomiast w głosie innych przedstawicieli spółek energetycznych mieliśmy bardzo dużo informacji o modernizacji istniejących bloków energetycznych. W pana prezentacji zaś tego mi zabrakło. Mówił pan wiele o zielonej energii, o odpowiedzialności społecznej, natomiast to nie przyniesie bezpieczeństwa pracowniczego i bezpieczeństwa rynku pracy w Trzebini.</u>
<u xml:id="u-1.50" who="#MariuszKrystian">Chciałem powiedzieć, że te kotły fluidalne, i to również nie było powiedziane w państwa prezentacjach, nie wymagają modernizacji, ponieważ ich żywotność tak naprawdę jest w połowie. Ona jest przewidziana na rok ponad 2040. I one nie tylko spełniają swoja rolę teraz, ale również w sytuacjach kryzysowych znakomicie się sprawdzają. W związku z tym ta elektrownia i jej działalność jest żywotna dla polskiego bezpieczeństwa energetycznego i bezpieczeństwa wszystkich konsumentów odbiorców energii. Nie wymagają tego nakładu inwestycyjnego i modernizacyjnego, o którym pan mówi. To trzeba powiedzieć. One zostały zmodernizowane na początku lat 2000. Ich żywotność technologiczna jest przewidziana na 40 lat. Co więcej, ich awaryjne ponowne uruchomienie w sytuacji kryzysowej nie wymaga tak dużych nakładów kosztowych, jak w przypadku tradycyjnych kotłów. W związku z tym chciałem, żeby to bardzo mocno zabrzmiało.</u>
<u xml:id="u-1.51" who="#MariuszKrystian">Szanowni państwo, chcąc być syntetyczny i żeby inni również mogli mieć czas na wypowiedź, chciałem podkreślić jedną rzecz: gmina Trzebinia i społeczeństwo Trzebini już przeżyło jedną transformację ekonomiczną. Bardzo drastyczną w skutkach. W początku lat 2000. zlikwidowano Kopalnię Siersza, która była naturalnie zespolona z Elektrownią Siersza. Zrobiono to w bardzo zły sposób. Po prostu bezpowrotnie zasypano szyby, bez możliwości odtworzenia. Przy pokładach węgla, które przez kilkadziesiąt lat spokojnie można było wydobywać. Dziś likwidacja lub niebyt ekonomiczny Elektrowni Siersza to również zagrożenie dla kopalni w Libiążu, skąd elektrownia ma swoje paliwo do produkcji energii. Dlatego też chciałem zapytać, bo państwo mówicie o aukcji energii, o blokach 200 MW, o przystąpieniu do tego i być może wygraniu aukcji, ale niekoniecznie. No to jeśli nie będzie wygranej aukcji, to przyszłość elektrowni w zasadzie jest już przesądzona. W mojej ocenie nie można tak podejść do sprawy, ponieważ powiem o jeszcze jednym, czego mi zabrakło w państwa wypowiedziach. Państwo jakby nie uwzględniacie w swojej działalności, w polityce długofalowej zmian geopolitycznych, które mają miejsce w gospodarce światowej. To, co jeszcze rok, dwa, trzy lata temu, zwłaszcza w gospodarce europejskiej w zakresie transformacji energetycznej było niepodważalnym dogmatem, to już nie jest wobec zmian – tak jak powiedziałem – geopolitycznych, które zwłaszcza następują w Ameryce Północnej i będą miały wpływ również na tak zwaną transformację energetyczną i na decyzje gospodarcze. W związku z tym to również powinno być z państwa strony weryfikowalne. I to również powinno być wzięte pod uwagę, jeśli państwo tworzycie strategię na przyszłość.</u>
<u xml:id="u-1.52" who="#MariuszKrystian">Chciałem powiedzieć, że w kwestii Elektrowni Siersza w Trzebini, jako samorządowiec, ale również poseł na Sejm RP, nie spoczniemy, jeśli nie zapewnimy bezpieczeństwa ekonomicznego i działalności, ekonomicznej również, czyli wykorzystania możliwości technologicznych tej elektrowni, bo tak jak podkreślałem, ona jeszcze 20 lat bez nakładów inwestycyjnych spokojnie w tym kształcie, w którym jest obecnie, może działać. Dziękuję bardzo.</u>
<u xml:id="u-1.53" who="#ArturWilk">Druga rzecz, to przede wszystkim budowa mechanizmu wsparcia dla bezpieczeństwa energetycznego, czyli regulacji, która będzie stanowiła bezpieczeństwo energetyczne. To, o czym wszyscy dzisiaj mówimy. Te bloki mają być koniecznie w systemie energetycznym i mają konieczność funkcjonowania. Dlaczego? Dlatego, że blok energetyczny to nie tylko praca tego bloku i jego obsługa, którą możemy policzyć na palcach jednej ręki. Ale teraz razy cztery, pięć, nawet sześć niejednokrotnie firm, które kooperują z taką elektrownią. Nawet i kopalń, które na dzień dzisiejszy mają podpisaną umowę górniczą dotyczącą zapotrzebowania na węgiel. To też było ściśle jedno z drugim powiązane. Mamy elektrownie, które są przygotowane na dany węgiel z danej kopalni. To też jest bardzo istotne.</u>
<u xml:id="u-1.54" who="#ArturWilk">W kontekście samego bezpieczeństwa energetycznego zapomnieliśmy o łańcuchu dostaw. Przecież te elektrownie dlatego funkcjonują w tych miejscach, że nieopodal są kopalnie. Czyli łańcuch dostaw stwarza nam dostarczalność paliwa na tę konkretną elektrownię. To jest więc bardzo istotne. Więc moje pytanie dzisiaj jest zasadnicze: czy oprócz rynku mocy, który funkcjonuje, jak wiemy, według regulacji europejskich corocznie, co stanowi duże zagrożenie, że jednostki, które nie wygrają w pierwszym roku systemu aukcyjnego, nie przystąpią do następnego roku, bo nie utrzymają się nawet pod względem zasobów ludzkich, jeżeli chodzi o utrzymanie pracowników, dodatkowego systemu dotyczącego właśnie bezpieczeństwa energetycznego. Czy nie planujemy wprowadzić do systemu energetycznego nawet tych jednostek TAURON-owskich, o których tutaj głośno mowa, aby pracowały i dawały dyspozycje mocy dla krajowego systemu energetycznego? Bo jeżeli mówimy o źródłach odnawialnych, to one nie będą funkcjonowały bez stabilizacji systemu. Damy wtedy czas dla energetyki na sprawiedliwą transformację, czyli na odbudowę jednostek w obszarach, w których dzisiaj wskazujemy…</u>
<u xml:id="u-1.55" who="#IreneuszOleksik">Ale wracając do sprawy, do słów prezesa, jak wspomniałem wcześniej, my poprzez modernizację możemy pracować trzysta tysięcy godzin, a nawet więcej. Co chcę też podkreślić, to że my – Elektrownia Rybnik – jesteśmy elektrownią najbardziej sprawną, najmniej zatrudnioną i mającą najlepsze wskaźniki. I jesteśmy wyłączeni jako pierwsi przez grupę energetyczną w kraju PGE SA do zamknięcia. W roku 2025 ma być zamknięcie. Tak że to jest raz.</u>
<u xml:id="u-1.56" who="#IreneuszOleksik">Dwa. Byliśmy elektrownią 1800 MW. Gazowa miała być za nasze odstawione bloki, ale już zostały odstawione bloki, to znaczy, że się wszystko zgadza. Cztery pozostałe w tej chwili od 5 do 8 powinny dalej pracować. A powinny – bo to jest później pytanie do Ministerstwa Przemysłu lub Aktywów Państwowych – dlatego że jesteśmy zawarci w umowie społecznej, która, mam nadzieję, że jest notyfikowana… Jesteśmy, pani minister. Mam tu umowę przed sobą, mogę przeczytać. Ale to prosiłbym później o odpowiedź, gdyż jeśli będzie umowa notyfikowana, to będzie aktem prawnym. My będziemy zagwarantowaną pracę do roku 2030. To jest uwaga do PGE SA, mojej firmy, gdyż 60% udziałów to jest skarb państwa w tej spółce.</u>
<u xml:id="u-1.57" who="#IreneuszOleksik">A wracając do Rybnika, przedłożono nam tylko informację o zamknięciu. Nie ma na tę chwilę żadnej informacji o znalezieniu rozwiązań. Bo wydaje mi się, że pracodawca podejmujący problem, diagnozuje problem, stara się go rozwiązać, przedstawia rozwiązania, a nie przedstawia najprostszą drogę: zamknąć. Tak się nie robi. Nie robi się i nie mówi się dopiero na moje usilne starania i prośby. Dopiero po naszej manifestacji w Warszawie przyjechał prezes PGE GiEK z Bełchatowa i spotkał się z załogą, żeby wytłumaczyć, czemu ich zamykają. I co najciekawsze, powiedział, że to nie jest zamknięcie, tylko zamiar zamknięcia. No nie można tak grać na emocjach ludzkich.</u>
<u xml:id="u-1.58" who="#WaldemarSzulc">Kolejnym elementem, który wskazywaliśmy, jest możliwość albo potrzeba utrzymania rezerwy strategicznej czy zimowej w gestii operatora około 3 tys. MW z bilansu mocy, po to żeby to moc bilansować w systemie. To jest trudniejsze dla operatora niż bilansować energię. Jak wiemy, z tych źródeł wytwórczych niesterowalnych, typu fotowoltaika i wiatr, możemy mieć nadmiar energii, a nie potrafimy tego zmagazynować. Operator ma problem z bilansem mocy.</u>
<u xml:id="u-1.59" who="#WaldemarSzulc">Kolejną propozycją była rezerwa strategiczna. Mamy przygotowany, prawie gotowy dokument takiej propozycji, który będziemy chcieli uzgodnić z PSE do końca i przedstawić do MKiŚ. Kolejnym tematem było wskazanie o uruchomieniu nowego rynku mocy po roku 2030. Tam wskazaliśmy argumenty, dlaczego on jest potrzebny, żeby nowe moce sterowalne mogły powstawać w kolejnej dekadzie, zastępując wycofywane bloki węglowe. Ta świadomość, chyba u wszystkich, jest taka, że bloki węglowe będą faktycznie wycofywane w tych momentach, kiedy będą je mogły dzień wcześniej zastąpić nowe moce sterowalne, które zapewnią bilans mocy. Tam wskazaliśmy taką możliwość podziału na technologie, na koszyki, ograniczenia czy wymagania dla mocy zagranicznych, po to żeby faktycznie były spełniane te wymagania.</u>
<u xml:id="u-1.60" who="#WaldemarSzulc">Jesteśmy w tej chwili w trakcie aktualizacji krajowego planu dla energii i klimatu. Wszystkie konsultacje i uwagi były przekazane w listopadzie. Teraz oczekujemy, tak jak pan minister Motyka wskazywał, na koniec lutego, początek marca, na nową wersję krajowego planu po aktualizacji. Tu liczymy na to, że takie wskazania w zadaniach w krajowym planie, które wskażą na możliwość przygotowania narzędzi do wsparcia utrzymania niezbędnych mocy węglowych dla utrzymania bilansu mocy w krajowym systemie będą wskazane. Może to być na przykład derogacja po roku 2028 dla EPS 550, może to być, tak jak prezes Onichimowski podpowiadał, system substytucji, czyli możliwość wykorzystania kosztów, które się ponosi na system ETS na blokach węglowych z przeznaczeniem czy pokryciem nakładów na moce niskoemisyjne, na przykład gazowe, które będą wybudowane. To są te propozycje, które przedstawialiśmy. Z nimi jako…</u>
<u xml:id="u-1.61" who="#BartłomiejGębala">Ja nie powiem, szanowni państwo, że teraz jestem jakimś hura optymistą, bo nie jestem, natomiast w tym całym mroku, który od 2021 r. nam towarzyszył, widzę jakiś promyczek nadziei na to, że można podejść do tematu inaczej. Nie ukrywam, że Elektrownia Siersza, która tu była wielokrotnie też przez poprzedników wspominana, jest jednym z największych pracodawców na terenie powiatu chrzanowskiego, zwłaszcza na terenie gminy Trzebinia, gdzie zatrudnionych jest tak naprawdę kilkaset osób wraz z firmami kooperującymi. To naprawdę ma wielkie znaczenie dla nas, dla samorządu. Nie dopuszczamy w ogóle myśli, że te bloki w finale mogą być z końcem 2025 r. wyłączone. Jest perspektywa udziału w rynku mocy, jest temat związany z analizą, o której mówili tu przedstawiciele TAURON-u. Mowa tu chociażby o konwersacji jednostki na paliwo inne niż węgiel, czyli na przykład na biomasę.</u>
<u xml:id="u-1.62" who="#BartłomiejGębala">Szanowni państwo, apeluję o to, żeby ponad wszelkimi podziałami w interesie właśnie społecznym, podjąć wszelkie działania, które takie elektrownie jak Elektrownia Siersza uratują i dadzą jej dłuższą żywotność niż tylko do końca 2025 r. Wierzę w to, że tutaj zwłaszcza pan prezes Lot podejmie ten temat i zaproponuje rozwiązania, które będą się skupiały nie tylko na jednorocznym udziale w rynku mocy i jakiejś perspektywie do 2028, ale być może dłużej, zwłaszcza mając na względzie te możliwości chociażby przejścia na biomasę.</u>
<u xml:id="u-1.63" who="#BartłomiejGębala">Szanowni państwo, bardzo proszę o to, żeby ten dialog trwał i żeby te propozycje, które są przekazywane przez Grupę TAURON, wcielały się w życie, ponieważ społeczeństwo Trzebini i powiatu chrzanowskiego tego oczekuje.</u>
</div>
</body>
</text>
</TEI>
</teiCorpus>