Chociaż trudno to zrozumieć politykom i górnikom, w Polsce od lat wydobywamy coraz mniej węgla i tego trendu już nie zmienimy. Przed nami zamykanie kolejnych kopalń i związanych z nimi elektrowni. Pokazujemy w którym roku wydobędziemy ostatnią tonę węgla brunatnego i które elektrownie będziemy po kolei likwidować.
Spis treści
Chociaż trudno to zrozumieć politykom i górnikom, w Polsce od lat wydobywamy coraz mniej węgla i tego trendu już nie zmienimy. Przed nami zamykanie kolejnych kopalń i związanych z nimi elektrowni. Pokazujemy w którym roku wydobędziemy ostatnią tonę węgla brunatnego i które elektrownie będziemy po kolei likwidować.
Adamów za 2 lata
„Eksploatacja obecnych złóż kopalni zakończy się w 2023 roku. Elektrownia swój żywot zakończyć ma wcześniej, bo z końcem roku 2017. To nie są dobre wiadomości dla mieszkańców Turku i okolic, którzy do tej pory karmieni byli mitem niekończących się pokładów węgla i świetlanej przyszłości regionu. […] O końcu kopalni trzeba było informować ludzi już w latach 90., a teraz jest już na to ostatni moment.” – z żalem piszą w swoim artykule „Koniec węglowego mitu” dziennikarze portalu Wielkopolski Wschodniej lm.pl.
To pierwszy z dramatów lokalnych społeczności skupionych wokół zamykanej elektrowni i kopalni węgla brunatnego. Jej rozmiary pogłębiło powtarzanie mieszkańcom Turku przez lata, że ich region i cała Polska węglem stoją. Że węgiel jest i będzie podstawą bezpieczeństwa energetycznego kraju. Że są rozpoznane nowe złoża i że będą inwestycje. Jak na ironię w tym samym czasie wstępniak jednego z magazynów górniczych krzyczał do czytelników, także tych z KWB Adamów, że „zasoby węgla brunatnego wystarczą na ponad 300 lat!”. Ci z Turka już wiedzą, że wystarczą nawet na dłużej, bo u nich nie będą już wydobywane.
Podobne lokalne dramaty czekają nas już za kolejnych kilkanaście lat, jeżeli rząd i samorządy nie spojrzą prawdzie w oczy.
Bełchatów za 15-20 lat
Inwestycji w nową odkrywkę węgla nie ma i nie będzie także w Bełchatowie, który odpowiada za 22% krajowej produkcji energii elektrycznej. Tej największej na świecie elektrowni opalanej węglem brunatnym (5400 MW mocy osiągalnej) zaczyna się kończyć paliwo, a remontowane teraz bloki energetyczne popracują już tylko tyle, ile potrwa eksploatacja istniejących odkrywek – ok. 15 lat. W latach 30. wydobycie będzie możliwe już tylko na niewielką skalę na potrzeby najnowszego bloku energetycznego elektrowni o mocy 858 MW, ale tylko pod warunkiem, że będzie opłacało się go wyremontować i… wydobywać dla niego węgiel.
Około 40% kosztów kopalni węgla brunatnego to koszty stałe, związane m.in. z koniecznością pompowania ogromnych ilości wody. Jeżeli wydobycie dla jednego bloku okaże się nieopłacalne, to historia elektrowni ostatecznie zakończy się za kilkanaście lat, chociaż sami pracownicy PGE GiEK zapewniają, że będą wstanie dostarczać węgiel do tego ostatniego kotła do 2038 roku. Pytanie tylko, czy ze względu na cenę energii na rynku i koszty zakupu uprawnień do emisji dwutlenku węgla, elektrownia będzie go chciała odbierać.
Piętnaście, czy nawet dwadzieścia lat w dużej energetyce zawodowej oznaczają zaledwie krótką chwilę. Jak szacują eksperci z miesięcznika „Węgiel Brunatny”, budowa nowej kopalni, od chwili przeprowadzenia pierwszych prac geologicznych do rozpoczęcia wydobycia, może trwać 15-20 lat, z czego większość czasu potrzebne jest na formalności – koncesje, pozwolenia, wykup gruntów, zabezpieczenie finansowania. Niewiele krócej buduje się duże elektrownie. Inwestycja we wspomniany już blok o mocy 858 MW w Bełchatowie trwała 11 lat, z czego sama budowa blisko sześć.
Funkcjonowanie kopalnie i elektrowni o najwyżej kilka lat wydłużyć mogłoby ograniczenie produkcji i wydobycia, ale to najtańsze źródło energii konwencjonalnej w kraju, które generuje ogromne zyski dla całej Grupy PGE. W dodatku ograniczenie produkcji oznaczałoby pogorszenie jej rentowności ze względu na wspomniane już wysokie koszty stałe funkcjonowania kopalni. Ponadto ze względu na zaostrzającą się politykę klimatyczną UE, prosty rachunek ekonomiczny przemawia za szybszą eksploatacją, póki każda kilowatogodzina z elektrowni Bełchatów nie jest jeszcze obłożona wysokimi kosztami uprawnień do emisji dwutlenku węgla.
Złoczew nie powstanie
Bełchatów, podobnie jak do niedawna Turek, żyje jeszcze obietnicami przywożonymi tam przez polityków z prawa i z lewa. Obietnicą przetrwania jest złoże Złoczew, o które PGE wygrała rywalizację z prywatnym PAK-iem. Udostępnianie złoża miało się rozpocząć w 2018 roku, ale nic nie wskazuje na to, że plan uda się zrealizować.
Inwestycja w nową odkrywkę i elektrownię Złoczew kosztowałyby 15 mld zł i zajęłaby nawet 15-20 lat
Powód? Złoże jest za daleko od elektrowni. 50 km to dystans na który węgla brunatnego nie opłaca się przewozić. W każdym razie nie przy obecnych warunkach na rynku energii. Alternatywą byłaby budowa w pobliżu elektrowni o mocy 2000 MW. Jednak w takim przypadku chodzi o znacznie droższą inwestycję, która nawet dla państwowego czempiona byłaby ogromnym wyzwaniem. Na razie przerastającym jego możliwości inwestycyjne. Elektrownia kosztowałaby ok. 10 mld zł, kopalnia kolejne 5 mld zł. Z naszych informacji wynika także, że problemem jest dopięcie finansowania nawet samego udostępnienia złoża.
Konin za 7-20 lat
Wydobywającej po 10 mln ton węgla rocznie kopalni Konin zostało jeszcze niecałe 70 mln ton zasobów w obecnie eksploatowanych odkrywkach. Węgiel, przy obecnym wydobyciu, skończy się więc za siedem lat.
Szansę na przedłużenie funkcjonowania kopalni dają dwa złoża perspektywiczne – Ościsłowo (33 mln t) oraz Dęby Szlacheckie (66 mln t), które miałoby ruszyć w 2024 roku.
Jednak dwa miesiące temu mieszkańcy gminy Babiak, pod którą znajduje się złoże Dęby Szlacheckie, opowiedzieli się przeciw budowie odkrywki. W ważnym referendum (frekwencja wyniosła 43%) aż 90% mieszkańców było przeciw. Zaraz po tym plebiscycie propozycja podobnego referendum, które miałoby zostać zorganizowane już we wrześniu, wpłynęła do Rady Gminy Ślesin, leżącej na złożu Ościsłowo. Tam radni nie pozwolili jednak wypowiedzieć się mieszkańcom.
Opór mieszkańców i ekologów to nie jedyne problemy inwestora. Kolejne to ciągnące się postępowania administracyjne oraz kłopoty ze sfinansowaniem inwestycji. Uruchomienie każdej z odkrywek to koszt setek milionów złotych. Zdaniem analityków ani PAK, ani jego obecny właściciel – Zygmunt Solorz-Żak nie mają takich pieniędzy.
Kolejny problem to elektrownia – jedna z najstarszych w kraju. Bloki energetyczne z lat 60. przepracowały już więcej godzin, niż w najśmielszych marzeniach planowali ich konstruktorzy. Dla porównania ich równolatki z Turowa zostały już wyłączone kilka lat temu. Ich stan potwierdzają statystyki awaryjności – znacznie wyższe od innych porównywalnych elektrowni w kraju. Bez budowy nowych bloków energetycznych, na które też nie ma pieniędzy, perspektywa przedłużenie wydobycia węgla nawet do 2040 roku i tak nie ma znaczenia.
ZE PAK intensywnie szuka innych rozwiązań. Równolegle stara się o koncesję na jeszcze jedną odkrywkę – Piaski. Na razie bez efektów. Spółce udało się natomiast zdobyć koncesję poszukiwawczą w obrębie złóż Oczkowice i Poniec-Krobia. Problem jest jednak taki, że leżą z dala od elektrowni koncernu i wymagałyby budowy całkowicie nowej infrastruktury. Rozpoczęcie wydobycia tam trudno sobie wyobrazić wcześniej, niż za 20 lat, o ile oczywiście mieszkańcy skutecznie nie zablokują inwestycji, a inwestor znajdzie na nią pieniądze. Na co na razie się nie zanosi – ZE PAK notuje najgorsze wyniki od dawna i w perspektywie ma kolejne chude lata. Ograniczył przywileje pracowników i tnie zatrudnienie aby utrzymać się nad kreską.
Turów za 30 lat
Kopalnią, która ma najlepsze perspektywy jest Turów. Węgla wystarczy tam na 30 lat wydobycia, a to wszystko w jednym, eksploatowanym już złożu i bez problemów z pozyskiwaniem gruntów. Ostatnia tona węgla brunatnego wydobytego w Polsce powinna wyjechać z KWB Turów ok. 2045 roku. Razem z nią skończy pracę budowany właśnie nowy blok energetyczny i cała elektrownia.
Legnica skreślona
Nadzieje górników skupiają się przede wszystkim na dwóch wielkich złożach – w okolicach Legnicy (Dolnośląskie) oraz Gubina (Lubuskie). Do tej pory nie odstraszyły ich zdecydowane porażki w referendach lokalnych przeprowadzanych w obu lokalizacjach.
Zapał ostudziła dopiero ostatnia decyzja Ministerstwa Infrastruktury i Rozwoju, które postanowiło sfinansować budowę drogi ekspresowej S3, która przebiega dokładnie przez środek dolnośląskiego złoża. MIR tłumaczył, że szanse na budowę kopalni są niewielkie, a unijne pieniądze na infrastrukturę nie będą wiecznie czekać.
Gubin to ekonomiczna mrzonka
Największe nadzieje na renesans węgla brunatnego są wiązane z Lubuskiem. Złoże Gubin położone jest na samej granicy z Niemcami, za którą nasi zachodni sąsiedzi już od dawna kopią węgiel.
Abstrahując już jednak potencjalnych protestów niemieckich i polskich ekologów oraz przegranego referendum, tu także o losach projektu przesądzi ekonomia.
Budowa kopalni i elektrowni o mocy przynajmniej 3000 MW to koszt rzędu 25 mld zł. Tymczasem PGE, która miałaby wybudować kompleks energetyczny, ma ograniczone możliwości zadłużania się. Do 2020 roku wskaźnik długu do EBITDA (zysku powiększonego o amortyzację) nie powinien przekroczyć 2,5-krotności tego wskaźnika, który w tej chwili wynosi ok. 8 mld zł i do końca dekady miałby wzrosnąć maksymalnie do 9 mld zł. To oznacza zdolność zadłużania się najwyżej do 22 mld zł.
Budowa elektrowni atomowej i nowej wielkiej elektrowni konwencjonalnej zupełnie się wykluczają.
Tymczasem PGE buduje trzy bloki energetyczne za 13 mld zł, kolejne 2 mld zł planuje przeznaczyć na nowe elektrociepłownie, ponad 16 mld zł na modernizację istniejących elektrowni i elektrociepłowni, 12 mld zł na sieci i blisko 2 mld zł na energetykę odnawialną. Łącznie do 2020 roku ma zaplanowane wydatki na 45-50 mld zł. Do tego rząd chce jeszcze uszczęśliwić spółkę udziałem w Nowej Kompanii Węglowej o wartości ok. 400 mln zł. W kolejnej dekadzie PGE czeka wrzeszczcie największą planowana inwestycja – budowę elektrowni atomowej – na którą spółka będzie musiała wyłożyć ok. 20 mld zł, i to pod warunkiem, że znajdzie piątego inwestora zainteresowanego przejęciem 30% udziałów w elektrowni. Budowa elektrowni atomowej i nowej wielkiej elektrowni konwencjonalnej zupełnie się wykluczają.
Klimat, zdrowie i środowisko naturalne
A co gdyby zrezygnować z elektrowni atomowej? Szanse na znalezienie finansowania na odkrywkę węgla brunatnego i tak będą minimalne. Kolejne banki wycofują się z wykładania pieniędzy na takie pomysły, bo to zbyt ryzykowny interes. Polityka klimatyczna i coraz ostrzejsze normy środowiskowe mogą rozłożyć projekt na łopatki, a coraz mniej ludzi, nawet w rządzie, liczy jeszcze, że UE zrezygnuje z działań proklimatycznych.
Czytaj także: OZE przyciskają do ściany
Kilkanaście dni temu wiceminister skarbu Zdzisław Gawlik przekonywał w odpowiedzi na interpelację jednego z posłów, że „prognozowane przez Komisję Europejską ceny uprawnień do emisji CO2 sięgają 100 euro/t w 2050 roku. Dodatkowo Komisja Europejska podjęła działania w kierunku posiadania realnych narzędzi stymulujących wzrost cen CO2 tj. backloading oraz wprowadzanie rezerwy stabilizacyjnej. Wybór źródła gazowego dla Elektrowni Puławy jest zatem odpowiedzą na proponowane przez UE regulacje klimatyczne, zaostrzające się normy środowiskowe i pozwoli uniknąć nadmiernej ekspozycji na ceny uprawnień do emisji CO2.
Od inwestowania w wysokoemisyjne źródła energii najprawdopodobniej odwodzić będzie też unijna marchewka – środki pomocowe będą wspierać przede wszystkim OZ. Podobnie może być z bezpłatnymi uprawnieniami do emisji CO2, które polski rząd wywalczył na październikowym szczycie Unii Europejskiej.
Energetycy i górnicy sami są także odpowiedzialni za część problemów z inwestycjami w nowe odkrywki. Brak realnego dialogu i ofert dla mieszkańców sprawił, że kolejne gminy opowiadają się w plebiscytach przeciwko odkrywkom na ich terenach. Natomiast doniesienia m.in. o zanieczyszczeniu rzeki z nowej odkrywki Tomisławice zniechęcają pozostałych.
Schyłek węgla kamiennego
Podobny los czeka także górnictwo węgla kamiennego. Tam także szczyt wydobycia mamy już dawno za sobą, a obecna dekoniunktura na rynku i kolejna fala spowolnienia gospodarczego, tylko przyśpieszy zamykanie kolejnych nierentownych kopalń, które najtańszy surowiec już dawno wykopały.
Nawet wielomiliardowe inwestycje w nowe pokłady na Śląsku, na które i tak nikt nie wyłoży pieniędzy, nie przyniosłyby wielkiego skutku, bo tani węgiel się już wyczerpał, a ten zalegający głębiej będzie coraz droższy. Śląskie kopalnie od 1989 roku poprawiły swoją efektywność niemal dwukrotnie, nadal jednak są daleko z tyłu nawet za zamykanymi właśnie kopalniami węgla w Wielkiej Brytanii, o wielokrotnie niższej efektywności w stosunku do kopalń np. w Rosji i USA nawet nie wspominając.
Czytaj: Rząd jest winien Śląskowi prawdę
Dlatego już w latach 90. zakończono wydobycie w Dolnośląski Zagłębiu Węglowym, a 29 maja 2015 roku na powierzchnię wyjechała ostatnia tona węgla z KWK „Kazimierz-Juliusz” – zarazem ostatnia tona węgla kamiennego wydobyta w Zagłębiu Dąbrowskim.
Zobacz: Ostatnie elektrownie węglowe?
Zatrudnienie w górnictwie węgla kamiennego spadło z poziomu 405 tys. osób w 1989 roku do zaledwie 98 tys. w połowie 2015 roku, spośród których 3 tys. ma już uprawnienia emerytalne, a 6 tys. trafiło do Spółki Restrukturyzacji Kopalń, która odpowiada za wygaszanie wydobycia. Według prognoz Warszawskiego Instytutu Studiów Energetycznych w ciągu kolejnych pięciu lat zatrudnienie w branży spadnie poniżej 60 tys., a do końca lat 30 do ok. 24 tys. osób. Ostatnia tona węgla wyjedzie z polskiej kopalni najpóźniej w latach 50.
Kapitalizacja giełdowa czterech grup energetycznych w ciągu ostatniego kwartału stopniała o 15,5 mld zł. To tak, jakby jedna lub dwie z największych państwowych firm po prostu wyparowały z GPW. Tę drastyczną dietę odchudzającą funduje energetyce rząd swoimi próbami ratowania górnictwa.
Ministerstwo Gospodarki przedstawiło projekt rozporządzenia, ustalającego sposób obliczania ulg z obowiązku rozliczania się z energii zielonej przez odbiorców energochłonnych. 
Jeszcze przed końcem tego roku brytyjski Komitet ds. Zmian Klimatu, niezależne od rządu ciało wyznaczające kierunki regulacji klimatycznych, przedstawi wytyczne tzw. piątego budżetu węglowego – celu emisyjnego dla brytyjskiej gospodarki na lata 2028-2032.
