Z dr. Andrzejem Kowalskim, prezesem „Energoprojektu-Katowice”, rozmawia Jacek Balcewicz.

– Sześćdziesiąt lat minęło jak jeden dzień – można by powiedzieć – trawestując kultowego już „Czterdziestolatka”. Powtórzę, minęło sześćdziesiąt lat od momentu powołania do życia katowickiego „Energoprojektu”, przedsiębiorstwa, które miało ogromny wpływ na polską energetykę. Czy może Pan zatem przybliżyć początki „Energoprojektu” i polskiej energetyki powojennej?
– Co i gdzie budować, to wiedzieliśmy już dużo, dużo wcześniej. Polscy inżynierowie siedzący w oflagach myśleli o przyszłej, wolnej Polsce i kreślili przebiegi linii energetycznych, wybierali również lokalizacje pod nowe elektrownie. Z tamtych czasów została do dzisiaj aktualna mapa. Pierwszą lokalizacją była Łagisza, zresztą – może niezręcznie jest to przypominać – ale... wykopy pod fundamenty jej pierwszych bloków zrobili Niemcy! W 1949 roku – kiedy Polska pod kierownictwem wicepremiera i ministra przemysłu Hilarego Minca wygrała swoja bitwę o przemysł i handel – rozpoczęliśmy budowę centralnie zintegrowanego systemu elektroenergetycznego, wzorując się na leninowskiej zasadzie, że komunizm to władza dla rad plus elektryfikacja kraju.

– Ta centralizacja polskiej elektroenergetyce chyba na złe nie wyszła...
– My stale – i to od wielu lat – poruszamy się między ścianą, a ścianą. Co mam na myśli? Albo uważaliśmy, że wszystko musi być centralnie zaplanowane – łącznie z ilością papieru toaletowego na statystyczną duszę, papieru, którego, notabene, ciągle brakowało; albo przeszliśmy w drugą skrajność, uważając, że niewidzialna ręka wolnego rynku wszystko załatwi za nas. A to nie jest prawda. Są oczywiście kraje, w których systemy energetyczne zintegrowane są pomiędzy różnymi właścicielami. Takim najbardziej wyrazistym przykładem są Stany Zjednoczone. Ale też Stany Zjednoczone pokazały, że brak – nazwijmy to – sterowania gospodarską ręką prowadzi do tego, że stan amerykańskiej elektroenergetyki jest – delikatnie mówiąc – marny, zwłaszcza, jeśli mowa o możliwości przesyłu energii. I wszystkie wielkie awarie amerykańskie, których byliśmy świadkami, wynikały nie z braku możliwości wytwórczych, a – przede wszystkim – z kiepskiego stanu sieci przesyłowych. Każda z grup wytwórczych, kierując się zasadą maksymalizacji zysku, dbała tylko o własne doraźne interesy. Zaniedbywała tym samym połączenia międzysystemowe. Natomiast w Europie są kraje, gdzie energetyka jest w przeważającej mierze nadal państwowa. Możemy tu wymieniać: Vattenfalla w Szwecji, EdF we Francji, hiszpański Enel, portugalski EdP czy – trzymając się krajów najbliższych nam historycznie i terytorialnie – czeski ČEZ. Z kolei niemiecka energetyka jest w rękach dużych grup prywatnych, które de facto są substytutem państwowego gospodarza, myślącego kategoriami bardziej ogólnymi.

– Niemcy mają tendencję do uspołeczniania procesu zaspokajania kluczowych potrzeb poprzez tworzenie związków gminnych czy miejskich. Klasycznym przykładem miejskich holdingów są tzw. Stadtwerke, wywodzące się historycznie z miejskich elektrowni, jednak zabezpieczające dzisiaj nie tylko dostawy energii elektrycznej, ale także wody, gazu, ciepła przewodowego (jeśli takowe istnieje) czy komunikacji – nawet w obrębie dużych aglomeracji; nie mówiąc o utylizacji odpadów również na drodze energetycznej.
– Taką ideę Stadtwerke usiłowaliśmy wcielić w życie na terenie elektrociepłowni Zabrze, która dysponowała olbrzymimi terenami, gdzie można było znakomicie zintegrować produkcję ciepła, oczyszczanie ścieków czy spalanie śmieci. Niestety, różni właściciele, posiadający różne ambicje, nie zdołali się pomiędzy sobą porozumieć. Podobna sytuacja miała miejsce w Bydgoszczy, gdzie Zespół Elektrociepłowni Bydgoszcz nie zdołał się porozumieć z władzami miasta co do budowy spalarni śmieci i spalarni osadów z oczyszczalni ścieków. A dodam, że prace koncepcyjne były już bardzo zaawansowane.

– Wróćmy jednak do początków „Energoprojektu-Katowice”. „Pierwszym dzieckiem” Biura była elektrownia Skawina zbudowana – jak to się dzisiaj mówi – „od podstaw na zielonej trawce”. Była to – jak wszystko wtedy – największa polska elektrownia systemowa, pracujące w systemie kolektorowym, z otwartym systemem chłodzenia...
– Była tam jeszcze taka mała ciekawostka techniczna: miała ona - zgodnie z radzieckimi dyrektywami - więcej kotłów niż potrzeba, tzn. była wyposażona w jedenasty kocioł rezerwowy. Ta niezawodność była w tamtym czasie niezwykle ważna i istotne było, aby – w przypadku jakiejkolwiek awarii któregoś z kotłów – mieć rezerwę. Niezależnie od tego, na samym końcu łańcucha technologicznego, została tam zaprojektowana mała hydroelektrownia, która pozwalała na samodzielne „podniesienie się” tej elektrowni po totalnym black-oucie. W tej chwili tego typu problemy rozwiązywane są za pomocą awaryjnej siłowni dieslowskiej albo kotłowni rozruchowej opalanej mazutem (lub pracującej na gazie ziemnym). Przykładowo, w EC Siekierki będzie budowany nowy blok 480 MW i będzie tam kotłownia rozruchowa (i silnik dieslowski), mimo że obok są bloki 100 MW, które mogłyby taką rolę spełniać. Jednak Vattenfall, który jest inwestorem, chce mieć pewność absolutnej niezależności i pewności działania w tym zakresie.

– Czy dalej emocjonalnie i formalnie jesteście związani ze skawińską elektrownią?
– Tak było praktycznie do momentu, kiedy pojawili się tam Czesi. Polityka ČEZ-u jest taka, że o wszystkim decyduje Praga i w tej chwili wszystkie studia czy nowe projekty, dotyczące Skawiny, realizowane są z naszym współudziałem, jednak główny nacisk jest położony na partnerów, których ČEZ zna i współpracuje z nimi od lat...

– W Skawinie miał stanąć – o czym niewiele osób wie – pierwszy w Polsce blok o mocy 500 MW?
– To było dokładnie wtedy, gdy ja przyszedłem – na początku lat siedemdziesiątych – do pracy w „Energoprojekcie”. Były wtedy zakontraktowane trzy maszyny po 500 MW. Dwie przeznaczone były dla Kozienic, a jedna dla Skawiny... Projekt dla Skawiny, w fazie podstawowej, był z naszej strony gotowy, ale później gdzieś w Warszawie zadecydowano, że pięćsetki mają pojawić się tylko w Kozienicach. Dodam, że działają tam do dziś.

– I wtedy ta „pięćsetka” w Skawinie się bilansowała? Było miejsce, gdzie ja postawić, wpiąć do sieci, wyprowadzić moc, zapewnić dostawy węgla, wodę do chłodzenia?
– W zasadzie tak, jedynym problemem była woda, ale wtedy nikt specjalnie się tym problemem nie przejmował. Na polecenie Komitetu Centralnego woda musiała być i koniec. Najlepszym dowodem na to, że miało to w tamtych czasach techniczny sens, jest przygotowywane obecnie studium wykonalności dla bloku 450 MW zasilanego gazem. I ono – jak na razie – także bilansuje się po stronie wodnej.

– A po stronie gazowej?
– PGNiG mówi, że wystarczy gazu. Nie wiem, czy bardziej mówi, czy bardziej wystarczy, ale ustalenia są takie, że niezbędne ilości gazu zostaną zapewnione. Być może teraz Skawina będzie miała przed sobą szczęśliwą przyszłość, bo wcześniej z tym szczęściem do decyzji to różnie bywało. Najpierw – już po upadku planu ulokowania bloku 500 MW – zbudowano tam stację ciepłowniczą i długi ciepłociąg, tłoczący ciepło do Krakowa. Rurociąg jest długi, więc woda porusza się w nim dość wolno, co niesie za sobą kłopoty z rozsądnym utrzymaniem parametrów. Potem było następne nieszczęście, które spotkało Skawinę. Mowa o prezencie prezydenta Busha seniora, czyli instalacji odsiarczania spalin...

–...to jest jakaś wstydliwa sprawa, raczej przemilczana...
– Prezydent Bush senior, podczas odwiedzin Krakowa i okolicy, przywiózł trochę prezentów i jedynym z takich prezentów była instalacja odsiarczania spalin dla jednego kotła. Ówczesne kierownictwo elektrowni postanowiło dorzucić trochę pieniędzy, aby instalacja – przy okazji – obsługiwała także i drugi kocioł. Budowała to – bo inaczej przecież nie mogło być – amerykańska firma, związana z przemysłem zbrojeniowym. Kierownikiem tego projektu był pułkownik armii amerykańskiej w stanie spoczynku, który na wojsku znał się niewątpliwie znakomicie, zaś na odsiarczaniu spalin już mniej; i ta instalacja – w konsekwencji - nigdy nie ruszyła. Kierownictwo elektrowni próbowało na różne sposoby wykorzystać część tego majątku, aby przynajmniej nie spisywać w straty tego, co sama wniosła.

– Później elektrownię sprzedano amerykańskim inwestorom i wszyscy po cichu liczyli, że honor amerykańskiego prezydenta zostanie uratowany.
– Ale tak się nie stało... Amerykanie potrzymali trochę akcje elektrowni i z zyskiem je sprzedali Czechom, którzy nie mieli wyjścia i musieli, aby zapewnić elektrowni rację bytu, zbudować instalację odsiarczania spalin z prawdziwego zdarzenia. W międzyczasie miało miejsce jeszcze jedno nieszczęście: wymieniono wprawdzie turbiny, ale na takie same w jakie pierwotnie wyposażono elektrownię, tylko nowe...

– Czyli utrwalono technologię z przełomu lat czterdziestych i pięćdziesiątych...
– To są bardzo dobre, niezawodne turbiny z fabryki w Sankt Petersburgu, ale ciężkie i wymagają dużo energii. Jednym zdaniem: mało sprawne jak na dzisiejsze standardy. Teraz Czesi usiłują z tego zakładu wyciągnąć jakieś pieniądze. Nie sądzę, aby obecnie ČEZ był skłonny zlecać nam jakieś większe opracowania dotyczące Skawiny, chyba że dla inwestycji wybierze wykonawcę, który z kolei wybierze nas. Sądzę, że polityka ČEZ-u będzie podporządkowana maksymalizacji zysku. To jest spółka notowana na Giełdzie w Pradze i Warszawie i cele ma raczej krótko- niż długoterminowe. Być może sprzedaż ČEZ-owi elektrociepłowni w Zabrzu i Bytomiu będzie miała dla lokalnej społeczności jakieś doraźne korzyści, bo te zakłady zaczynają się już – w sensie dosłownym – rozsypywać. Może uda się rozbudować ELCHO i przerzucić trochę ciepła – po uporządkowaniu całej gospodarki ciepłem – z Chorzowa w rejon Rudy Śląskiej, być może pozwoli to na zamknięcie elektrociepłowni w Zabrzu. Ale uważam, że sprzedaż całego Tauronu ČEZ-owi byłaby niekorzystna.

– Ale jeszcze niedawno, kiedy konsolidowano energetykę w sposób – moim zdaniem – niezbyt optymalny, mówiło się, że robimy to po to, by uzyskać co najmniej dwa silne ośrodki w Polsce, które będą odgrywać wiodącą rolę w energetyce Europy Centralnej.
– Ale w budżecie nie ma pieniędzy, więc będzie się sprzedawało srebra rodowe. Enea już w zasadzie jest „w objęciach” Vattenfalla i na dobrej drodze do pełnej prywatyzacji. Sprzedaż Energi powinna przynieść tylko radość, bo jest to najmniejsza z grup i będzie miała problemy z samodzielnym utrzymaniem się na rynku na dłuższą metę. Być może tylko PGE zostanie jedynym narodowym koncernem...

– Ale póki co PGE ma dość skomplikowaną, wielopiętrową strukturę wewnętrzną, z przełączkami i windami oraz ruchomymi schodami i najpierw trzeba będzie to „spłaszczyć”. A to nie obędzie się bez protestów. Natomiast Tauron wydaje mi się firmą „skrojoną na miarę”: połączenie PKE i Enionu sprawiało wrażenie naturalnego: obie firmy „ciągnęły do siebie” od samego początku, potem dołączono – też w zasadzie naturalnie - do tego dolnośląską EnergięPRO...
– Być może dlatego ČEZ bardzo chciałby kupić Tauron, bo jest to grupa wolna od ostrych wewnętrznych konfliktów, a po drugie jest to blisko południowej granicy, co ułatwia konsolidację z podmiotami pozostającymi w zasięgu ČEZ-u poza Polską. Biorąc pod uwagę konieczność odbudowy mocy Tauron powinien pozostać spółką giełdową z rozproszonym akcjonariatem, z przewagą akcjonariatu państwowego albo spółką państwową (jak do tej pory). Przykłady Vattenfalla i EdF-u wskazują, że ten model własnościowy nie musi być skazany na niepowodzenie.

– Jak przez te minione 60 lat zmieniała się technologia energetyczna? Od czasu budowy elektrowni Skawina nie buduje się już w zasadzie elektrowni kolektorowych z otwartym systemem chłodzenia, prawda?
– System chłodzenia zależy przede wszystkim od lokalnych warunków, a w tej chwili może nawet bardziej od przepisów środowiskowych. Jeżeli elektrownia zlokalizowana jest nad dużym, otwartym akwenem wodnym lub nad rzeką o dużym przepływie wody i jeśli wprowadzenie otwartego systemu chłodzenia nie powoduje pogorszenia środowiska, to jest to na pewno system prostszy i tańszy w porównaniu do systemem zamkniętego z chłodnią kominową lub chłodniami wentylatorowymi. Otwarty system chłodzenia mają wszystkie elektrownie wchodzące w skład PAK-u, bo leżą nad jeziorami; taki system ma także elektrownia Rybnik, bo leży nad sztucznym, ale zbudowanym dokładnie w tym celu zbiornikiem wodnym.

– Czyli opłacało się nawet zbudowanie sztucznego jeziora?
– Oczywiście, bo minimalizuje się straty, bowiem nie ma strat na tłoczeniu.

– Bodajże Smoleńska Elektrownia Atomowa znajduje się nad sztucznym jeziorem...
– We Francji też tak jest, na dodatek, na wylocie jest akwarium, w którym pływają ryby, które mają „świadczyć” o tym, że woda nie jest napromieniowana. W końcu elektrownia jądrowa w Żarnowcu miała być chłodzona przez wody jeziora żarnowieckiego.
– Ciągle się zastanawiam, dlaczego przy elektrowniach nie lokuje się olbrzymich szklarni z tropikalnymi uprawami czy stawów hodowlanych z egzotycznymi rybami. Nie znam ani jednego aquaparku, który byłby zasilany ciepłą wodą bezpośrednio z systemu chłodniczego elektrowni. Nawet basen w Skawinie zasilany jest przez MPEC...
– Problem polega na tym, że są to duże ilości ciepła, ale – w cudzysłowie – „lichego”. Parametry tego ciepła są niewystarczające do tego, aby coś nim „sensownie” podgrzać. W układzie ciepłowniczym, jak wysyłamy 90 stopni, to na powrocie mamy 60 stopni. Ciepło odpadowe z elektrowni ma znacznie gorsze parametry i bez zaangażowania dodatkowej energii trudno coś wartościowego z niego wydobyć.

– Przez te lata odeszliśmy także od systemów kolektorowych w elektrowniach na rzecz systemów blokowych...
– Systemy kolektorowe są bardziej elastyczne, ponadto umożliwiają wykorzystanie energii zawartej w parze nie tylko do produkcji energii elektrycznej, ale także np. do napędów sprężarek czy turbodmuchaw, w chemii do procesów technologicznych czy sprzedaży pary na zewnątrz do celów grzewczych. W energetyce zawodowej, pozbawionej funkcji ciepłowniczych, zależało przede wszystkim na osiągnięciu jak najwyższych sprawności tzn., aby z jednostkowej ilości paliwa uzyskać jak największą ilość energii elektrycznej. Odrzucając energetykę jądrową i odnawialną, postęp w energetyce cieplnej polega na tym, że idziemy w kierunku coraz to wyższych temperatur, coraz to wyższych ciśnień i coraz to wyższych sprawności. Reszta pozostaje niezmienna. Oczywiście wyższe temperatury i wyższe ciśnienia skutkują większymi trudnościami wykonawczymi.

– Pojawiły się jednak kotły fluidalne...
– Wbrew pozorom fluidalna technika spalania znana była w Chinach już na przełomie XIX i XX wieku i traktowana była jako znacznie prostsza w obsłudze w przeciwieństwie do kotłów rusztowych. Znacznie później okazało się, że w kotłach fluidalnych związki siarki wiążą się w trakcie spalania i nie wychodzą w spalinach, a temperatura płomienia może być niższa, w związku z czym nie powstają tlenki azotu i możliwości paliwowe kotłów fluidalnych są znacznie większe, ale trzeba tu zaznaczyć, że aby mieć dobry kocioł, nawet spalający umowne „byle co”, to musi być to kocioł wyspecjalizowany. Pomysły zbudowania kotła opalanego „wszystkim” nie są właściwe, bo ten kocioł będzie pracował w znacznie gorszych warunkach, będzie ulegał znacznie szybszej korozji, a jego parametry nie będą optymalne. Dlatego przekonujemy wszystkich naszych klientów, że jeśli to ma być kocioł na biomasę, to tę biomasę trzeba zdefiniować. Nie może to być tak, że jednego dnia będą spalane wytłoki rzepakowe, a drugiego – zrąbki sosnowe.

– Pojawiła się w tej chwili moda na współspalanie. W praktyce oznacza to, że energetycy dodają do węgla wszystko, co mają „pod ręką”. Przykładowo: wytłoki z rzepaku czy słonecznika, „śmieci” z lasu itp.
– Ale to stanowi 5, góra 10 procent. Najważniejsze jest to, aby dodawana biomasa nie zawierała składników powodujących zwiększoną korozję, chodzi tutaj zwłaszcza o tzw. korozję chlorową. Na przykład osady ściekowe muszą mieć dedykowane specjalnie kotły, bo nasze ścieki zawierają sól, którą drogowcy obficie traktują nasze drogi i chodniki. Wszyscy dostawcy kotłów zarzekają się, że to nie powinno mieć wpływu, ale zgodę na takie spalanie dają dopiero po wygaśnięciu gwarancji.

– W pogoni za wzrostem sprawności, w trosce o ekonomię i środowisko, rosną także moce bloków energetycznych. Najpierw było to 50 MW, potem 100 MW, 250 MW, 360 MW czy 500 MW. Teraz największy budowany w Polsce blok będzie miał 858 MW. Przyjmuje się, że podstawową jednostką współczesnej energetyki będzie blok o mocy 1000 MW. Czy coraz większe jednostki produkcyjne nie będą miały niekorzystnego wpływu na mniejszą elastyczność całego systemu elektroenergetycznego?
– Wszystko zależy od wielkości całego systemu elektroenergetycznego i jakości połączeń. System jest w stanie udźwignąć ubytek kilku procent. Jeśli u nas w szczycie pracuje 24 000 MW, to ubytek 1200 - 1500 MW system powinien przyjąć bez problemów pod warunkiem, że ma możliwości odbudowy tej wielkości w rezerwowym źródle albo zrzutu analogicznej wielkości mocy.

– Bardzo dużo mówi się o bezpieczeństwie energetycznym, a także o tym, że elektrociepłownie obsługujące nasze duże aglomeracje miejskie są gotowe pracować – w razie czego – w systemie wyspowym. Szwedzi na przykład przywiązują do tego dużą wagę i poszczególne miasta mogą być tak właśnie – w razie awarii – zasilane.
– Każdy element systemu elektroenergetycznego może pracować wyspowo, nie tylko poszczególne elektrociepłownie. Problem polega na tym, aby takie wyspy były odpowiednio zbilansowane, aby elektrownia czy elektrociepłownia obsługująca daną aglomeracje mogła „zjechać” szybko z mocą dopasowując wielkość swojej chwilowej produkcji do potrzeb swojej wyspy.

– Czy to jest osiągalne, czy trzeba to zrobić na etapie projektowania?
– Jeśli blok ciepłowniczy nie ma stacji zrzutowej (a nie wszystkie mają), to schodzenie z mocą jest wolne i trudne. Jeśli jest awaria, to, gdy „odlatuje” system, częstotliwość idzie do góry i zabezpieczenia częstotliwościowe taką maszynę momentalnie odstawiają. I koniec. Wymaga to pewnych przeróbek w obrębie poszczególnych bloków, a także przygotowania całego systemu elektroenergetycznego, by był w stanie sprawnie odłączyć to, co się popsuło i zbilansować całą resztę.

– W grudniu byliśmy świadkami „cudu”. W polskiej elektroenergetyce „fizycznie rozpoczęto budowę” nowych mocy przewyższających to, co dotychczas posiadamy.
– Nawet więcej! O lubelski węgiel „bije się” czterech czy pięciu inwestorów, którzy tam właśnie chcą budować elektrownie. Dla wszystkich tego węgla tam nie starczy i nie wszystkim starczy też pieniędzy.

– Co zatem i gdzie realnie powstanie?
– Nie mnie o tym decydować.

– Chciałbym jednak, aby jako wieloletni miłośnik fantastyki naukowej, puścił Pan wodze wyobraźni. W zgodzie z racjonalnymi przesłankami.
– Na zdrowy rozsądek powinien powstać duży blok w Elektrowni Jaworzno. Jeśli KGHM włączy się finansowo, w myśl podpisanego ostatnio listu intencyjnego z Tauronem, to szanse na powstanie Blachowni znacznie rosną. Projekty są zresztą przygotowywane. Daleko zaawansowana jest już inwestycja polegająca na budowie dwóch bloków energetycznych w Elektrowni Opole o mocy rzędu 800 - 1000 MW. Jest już ogłoszony przetarg na blok 480 MW na terenie EC Siekierki u Vattenfalla. I powinien powstać nowy blok w Turowie, a to dlatego, że trzy ostatnie bloki są już w okresie derogacji i potrzebny jest nowy blok o mocy rzędu 500 MW, aby do spółki z tymi 6 pozostałymi blokami „wybrać” złoże do czysta. Są bowiem dwie możliwości: albo elektrownia „zakończy swój żywot” i zostanie trochę niewybranego węgla, albo pozostaną w eksploatacji dwa lub trzy bloki, które nie udźwigną wartością swojej produkcji utrzymania całej infrastruktury kopalni i elektrowni.

– Dziękuje za rozmowę.

Notował: Jacek Balcewicz