Małe przypomnienie, dlaczego jako kraj inwestujemy w #offshorewind. Morska energetyka wiatrowa ma kilka cech, które sprawiają, że jest szczególnie wartościowa z punktu widzenia krajowego systemu energetycznego. Na morzu warunki wiatrowe pozwalają produkować energię przez ponad 90% godzin w roku (oczywiście ze zmiennym obciążeniem). Co bardzo ważne, najlepsze warunki przypadają na jesień i zimę, kiedy zapotrzebowanie na energię w systemie jest najwyższe. W tych okresach współczynnik wykorzystania mocy offshore może osiągać nawet 60–80%. Ma to również znaczenie dla adekwatności mocy. W polskim rynku mocy korekcyjny współczynnik dyspozycyjności offshore wynosi około 20% (dla roku dostaw 2030 to 20,01%, wobec 12,52% dla wiatru na lądzie i 2,41% dla fotowoltaiki). Oznacza to, że systemowa „wartość mocowa” offshore jest około 60% wyższa niż onshore i ponad 8 razy wyższa niż PV. W praktyce offshore wnosi do adekwatności systemu więcej niż inne pogodowo zależne OZE, dlatego jego rozwój wymaga relatywnie mniej mocy dyspozycyjnej. Do tego dochodzi efekt skali, który naprawdę robi różnicę. Farma o mocy 1,5 GW, czyli taka jak Baltica 2, może produkować około 5–6 TWh energii elektrycznej rocznie. Gdyby tę samą ilość energii wyprodukować w nowoczesnej elektrowni gazowo-parowej (CCGT) o sprawności rzędu 60%, wymagałoby to spalenia około 1️⃣ mld m³ gazu ziemnego rocznie. Przy skali 5,9 GW pierwszej fazy polskiego offshore daje to energetyczny ekwiwalent blisko 4️⃣ mld m³ gazu rocznie. Energia z Bałtyku oznacza więc mniej paliwa, które system musi spalić, żeby pokryć zapotrzebowanie na energię. Źródła gazowe pozostają bardzo potrzebne do bilansowania i zapewniania elastyczności systemu, ale mogą zużywać paliwo wtedy, kiedy rzeczywiście jest ono potrzebne. W świecie, w którym w ciągu kilku lat po raz kolejny widzimy, jak geopolityka potrafi gwałtownie zmienić dostępność i ceny węglowodorów, ma to bardzo konkretne znaczenie. Własna energia z Bałtyku ogranicza ekspozycję polskiej gospodarki na skutki napięć geopolitycznych, szoków cenowych i zewnętrznych turbulencji na rynkach energii. To jest bezpieczeństwo energetyczne.

Bardzo szanuję Pana Markowskiego. Człowiek świetnie wykształcony, z ogromnym dorobkiem zawodowym, górnik z krwi i kości, z tradycjami rodzinnymi i doświadczeniem w prowadzeniu kopalni. Sam jestem związany z górnictwem od kilku pokoleń, więc tym bardziej z uwagą słuchałem tego wywiadu. Ale jest w nim kilka fundamentalnych nieścisłości, które należy skomentować. Po pierwsze - zakończenie wydobycia węgla w Bełchatowie przewidziane na około 2036 rok wynika przede wszystkim z wyczerpywania się złóż odkrywki Bełchatów i odkrywki Szczerców. To nie jest po prostu decyzja administracyjna o „zamknięciu kopalni”. Swoją drogą poważne prace nad przygotowaniem w Bełchatowie projektu jądrowego powinny były ruszyć conajmniej dekadę temu. Tymczasem jeszcze do 2023 byli politycy opowiadający mity o Złoczewie, a elektrownia jądrowa, będąca naturalnym kolejnym etapem dla Bełchatowa, była tematem tabu. To zmieniło się dopiero w 2024 (!). Po drugie - stwierdzenie, że gaz i węgiel mają takie same parametry emisyjne, jest nieprawdziwe. Na jednostkę energii chemicznej gaz ziemny emituje około 40–50% mniej CO₂ niż węgiel kamienny i jeszcze mniej niż węgiel brunatny. Po trzecie - Polska nie funkcjonuje od kilkunastu bez polityki energetycznej. Mamy Politykę Energetyczną Polski do 2040, przyjętą przez Radę Ministrów w 2021 r. Obecnie trwają prace nad jej kompleksową aktualizacją. Po czwarte - uzgodnienia środowiskowe dla Złoczewa nie trwały 15 lat. Wniosek o decyzję środowiskową został złożony w 2015, decyzję wydano w 2018, a w 2021 została uchylona. Należy tu zresztą przypomnieć, że Złoczew, z uwagi na warunki geologiczno-górnicze, gdyby powstał, zapewniłby zaledwie połowę zdolności produkcyjnej obecnego Bełchatowa. Po piąte - trudno mówić o braku dotacji do polskiego górnictwa węgla kamiennego. Raporty ARP pokazują, że koszt wydobycia węgla kamiennego na Śląsku przekracza dziś 900 zł/t. Tymczasem węgiel sprzedawany do energetyki jest wyceniany według indeksu PSCMI1 na około 300 zł/t. Jeżeli koszt wydobycia jest wielokrotnie wyższy od ceny, po której węgiel może być sprzedany elektrowni, to różnica musi zostać w jakiś sposób pokryta. I jest pokrywana poprzez system wsparcia dla górnictwa. Dlaczego zawsze część węgla do Polski była importowana? Bo decydował rynek. Jeżeli odbiorca mógł kupić węgiel z importu taniej, już z uwzględnieniem transportu, to dlaczego miałby tego nie zrobić? Z drugiej strony sam widziałem przykłady, kiedy elektrownie kontrolowane przez Skarb Państwa, np. Dolna Odra, kupowały węgiel krajowy, choć ze względu na położenie przy portach import mógł być ekonomicznie bardzo atrakcyjny. Była więc również polityka ochrony krajowego wydobycia. I tu dochodzimy do pewnej sprzeczności: z jednej strony negatywnie mówi się o likwidacji i ograniczaniu polskiego górnictwa, a z drugiej sam Pan Markowski przyznaje, że lwia część kopalń górnośląskich, ze względu na geologię i zagrożenia, jest w zasadzie skazana na nierentowność. Jeżeli mamy zainwestować w nową kopalnię na Lubelszczyźnie, ja jestem za. Dobrze jest mieć krajowy, rodzimy zasób energii i paliwa. Nowe bloki klasy ~1 GW w Opolu, Kozienicach czy Jaworznie mogą w razie potrzeby popracować jeszcze 20-30 lat . Miejmy dla nich rodzime paliwo. Tylko róbmy to na podstawie faktów i ekonomiki, a nie mitów. I znowu, sam Pan Markowski przyznał, że nową kopalnię buduje się 20 lat, o czym ja też już wielokrotnie pisałem. To wszystko jest dużo bardziej złożone niż wydaje się wielu komentatorom i politykom …. Pozdrawiam! BF