Spis treści
To nie będzie tekst o rządowej strategii dla energetyki węglowej. Tej wciąż nie ma i prędko nie będzie. To będzie opis tego, co się wydarzy, jeśli rząd nie wdroży teraz sensownego planu utrzymania i zamykania energetyki węglowej.
Czytelnicy mogą zapytać – dlaczego właściwie rząd ma nie opracować takiej strategii, skoro od kilku lat wiadomo co trzeba zrobić. Niezbędne jest wydzielenie elektrowni węglowych ze spółek giełdowych do osobnych podmiotów, dogadanie się z bankami i z Komisją Europejską. Jeden z takich scenariuszy opisywaliśmy tu:
Czytaj także: Pomysł na transformację energetyczną w Polsce czyli jak przeciąć węgiel gordyjski
Ale taki scenariusz wymagałby podania Komisji Europejskiej sensownej daty odejścia od węgla. To nie będzie na pewno rok 2049, jak zakłada porozumienie wynegocjowane z górniczymi związkami przez rząd PiS , ale coś pomiędzy 2035 a 2040 r.
Jeśli zamkniemy elektrownie węglowe, to państwowe kopalnie nie będą miały dla kogo fedrować. Ich produkt na światowym rynku, z uwagi na wysokie koszty i niską jakość, jest niesprzedawalny.
Renegocjacja porozumienia nie będzie łatwa – nawet jeśli samych górników można przekonać do wcześniejszego zamykania kopalń wysokimi odprawami, to związki zawodowe będą się bronić rękami i nogami i podburzać załogi. Likwidacja kopalń oznacza koniec tłustych związkowych posad, rozmaitych geszeftów związkowych firm, a niekiedy upadek samych związków. Dość powiedzieć, że dziś ok. połowy wpływów „Solidarności” ze składek pochodzi od górników.
Zmieniając harmonogram zamykania kopalń na bardziej racjonalny, rząd musiałby więc zmierzyć się z protestami górniczych związków. Wprawdzie ostatnio były raczej rachityczne – w 2021 r. kilkudziesięciu górników zjechało pod ziemię i tam zostało przez kilka dni – ale w okresie przedwyborczym będą politykom koalicji wybitnie nie na rękę. Na razie żaden z przedstawicieli rządu nie powiedział publicznie, że 2049 r. to mrzonka, choć nieoficjalnie tego nie ukrywają.
Odpowiedzialna za górnictwo minister Marzena Czarnecka powtórzyła za to w grudniu, że „kopalnie będą funkcjonować tak długo jak będą zasoby w tychże kopalniach. To jest nasze zapewnienie ze strony Ministerstwa Przemysłu”. Po co i dla kogo mają fedrować te mityczne „zasoby”?
Czytaj także: Jak górnicze lobby zabiło polskie górnictwo
Nie widać chętnego, kto powie związkowym „tłustym kotom”, wzorem wiceszefa KPRM Jakuba Jaworowskiego w 2014 r.: „przestańcie pajacować”.
Obstawiamy więc, ze do wyborów prezydenckich w 2025 . żaden plan restrukturyzacji energetyki węglowej i górnictwa nie będzie realizowany.
Co się zatem może wydarzyć po 2025 r.? Przypomnijmy, że po tej dacie wygasa rynek mocy, który daje elektrowniom węglowym jeszcze niemałe przychody, pokrywające przynajmniej część kosztów stałych. Wprawdzie poprzedni rząd uzyskał możliwość przedłużenia go o trzy lata, ale pod dość rygorystycznymi warunkami.
Rentowność elektrowni węglowych wisi na włosku już dziś, kolejne lata przyniosą zapaść – koszty stałe będą rosnąć, bo rosną płace. Będą rosły też ceny uprawnień do emisji CO2 – już elektrownie muszą kupić te certyfikaty za ok. 60 mld zł, ale tylko część kwoty trafia do polskiego budżetu. Resztę elektrownie muszą kupić za granicą, śladowe ilości z poprzednich lat dostają za darmo.
Po 2025 r. pojawią się kodeksowe przesłanki do upadłości przynajmniej części z czterech węglowych „córek” grup energetycznych – PGE Górnictwo Energetyka Konwencjonalna (m.in. elektrownie Bełchatów i Turów) Tauron Wytwarzanie (m.in. Jaworzno i Łagisza) Enei Wytwarzanie (Kozienice) i Enei Połaniec.
Ale spółki zatrudniają dziesiątki tysięcy ludzi, a elektrownie węglowe będą niezbędne w systemie energetycznym jeszcze przez co najmniej dziesięć lat.
Zarządy grup energetycznych i rząd stanie przed dylematem, z którym dziś boryka się EC Będzin, a dokładnie jej spółka – córka Ta mała prywatna, kontrolowana przez grupę polskich przedsiębiorców elektrociepłownia zdecydowała się na dość radykalnie rozwiązanie – przestała kupować uprawnienia do emisji CO2.
Lektura sprawozdań finansowych tej firmy mówi nam o przeżywanych w zarządzie rozterkach godnych szekspirowskiego Hamleta, choć opisane są niestety suchym, księgowym językiem. Spółka przyznaje iż „nie zrealizowała jednak (poza niewielkim zakresem) zobowiązania majątkowego niepieniężnego polegającego na obowiązku umorzenia uprawnień do emisji CO2”. Ale ponieważ nikt tego skutecznie nie wyegzekwował, fakt ten nie wpływa bezpośrednio na zdolność (…) do regulowania swoich wymagalnych zobowiązań finansowych.
Wprawdzie zarząd „deklaruje gotowość i wolę do wypełnienia zobowiązań wynikających z systemu handlu emisjami CO2, ale –jak czytamy dalej- zapewnienie dostaw ciepła wiąże się z bezpieczeństwem energetycznym i odpowiedzialnością społeczną. ). Na spółce zatem „w pierwszej kolejności leży obowiązek dochowania wszelkiej staranności dla zapewnienia ciągłości funkcjonowania infrastruktury energetycznej”.
Zarząd daje więc do zrozumienia, że mając do wyboru kupno uprawnień do emisji za kilkadziesiąt mln zł i co groziło utratą płynności, a z drugiej strony poprawę sytuacji finansowej dzięki niekupowaniu – wybrał to ostatnie. W ocenie Zarządu Emitenta przyjęta kolejność realizacji poszczególnych priorytetów jest logicznie, ekonomicznie i społecznie uzasadniona.
Karę rząd umorzy…
Tu nie miejsce na szczegółową analizę dlaczego akurat spółka EC Będzin została bohaterem jak z antycznej tragedii i czy zarząd nie tłumaczy w ten sposób jakichś swoich błędów. Abstrahujemy też od wzlotów i upadków spółki na giełdzie.
Ważniejsze jest coś innego – EC Będzin przestała kupować uprawnienia do emisji już w 2020 r. W sumie wartość niekupionych uprawnień i wartość kar za ich nieumorzenie (100 euro kary za każde uprawnienie) sięga ponad 600 mln zł, przy przychodach 320 mln zł.
I co? I nic się nie stało. Administracja w Polsce jest nierychliwa. Decyzja Wojewódzkiego Inspektora Ochrony Środowiska wymierzająca spółce karę (100 euro za każde niekupione uprawnienie) co nie zwalnia z obowiązku kupna została wydana w grudniu 2023 r. Obejmuje ona uprawnienia, które powinny być kupione w 2020 r. Spółka odwołała się do sądu.
Ale firma istnieje, nie ogłosiła upadłości, a nawet zapewnia, że kontynuacja działalności nie jest zagrożona, bo do wydania ostatecznej decyzji w postępowaniu za 2020 r. jeszcze daleka droga. A nawet jeśli decyzja będzie już wydana, to przecież administracja może umorzyć karę lub rozłożyć ją na raty – mruga do akcjonariuszy zarząd EC Będzin w sprawozdaniu.
Czyli hulaj dusza, piekła nie ma… a właściwie gdzieś tam jest, ale jeszcze wiele wody upłynie w będzińskiej Przemszy zanim poborcy skarbowi zapukają do bram elektrociepłowni. A przez ten czas może się wydarzyć bardzo wiele.
Nie mamy pańskiego płaszcza i co pan nam zrobi?
Teraz wracamy do dylematu przed którym staną w 2025 r. zarządy spółek energetycznych. Czy powyższy scenariusz jest możliwy dla całej energetyki węglowej?
Na pierwszy rzut oka nie – to co uchodzi małej elektrociepłowni, w przypadku np. Bełchatowa czy Turowa wywołałoby gruby skandal. Ale zarządy stojąc w obliczu utraty płynności powinny złożyć wniosek o upadłość. Bez porozumienia z rządem oczywiście tego nie zrobią. Rząd będzie miał wybór – dosypać kasy do elektrowni węglowych i narazić się na konflikt z KE albo zdecydować się na radykalną restrukturyzację czyli de facto upadłość węglowych spółek–córek.
Można będzie to zrobić przez specjalną ustawę (o szczególnych zasadach upadłości elektrowni węglowych), podobnie jak zrobiono to w przypadku stoczni. Różnica będzie taka, że majątek stoczni sprzedano, a tutaj rolą zarządzającego quasi-syndyka będzie zarządzanie upadłymi elektrowniami, aż do chwili kiedy przestaną być potrzebne w systemie i PSE zgodzi się na ich zamknięcie.
Formalne bankructwo PGE GiEK SA, Tauronu Wytwarzanie i spółek Enei pozwala ich giełdowym „matkom” wyjść na prostą.
Syndyk będzie płacił pensje z ewentualną pomocą Funduszu Gwarantowanych Świadczeń Pracowniczych, ale to i tak będzie mało na pokrycie kosztów stałych. Koszty zmienne czyli węgiel i uprawnienia do emisji CO2 powinny zostać pokryte ze sprzedaży prądu na rynku, ale szanse nie są duże. Jeśli nasze elektrownie węglowe będą w 2030 r. pracować ok 1600 godzin w roku (tyle co dziś węglówki niemieckie), uprawnienia do emisji będą kosztować powyżej 100 euro, a rząd będzie chciał utrzymać niskie ceny energii, to koszty stałe trzeba będzie pokryć z kosztów zmiennych. Kołdra okaże się zbyt krótka – zarządzający stanie przed podobnym dylematem jak EC Będzin i podejmie podobną decyzję. Może nie na taką skalę jak w Będzinie, np. kupi połowę uprawnień, w zależności od sytuacji finansowej.
Być może ustawa da mu jakieś specjalne rozgrzeszenie, ale formalnie nie będzie to miało znaczenia – spółka i tak będzie w upadłości więc niby jak Skarb Państwa ma wyegzekwować swoje należności? Przecież nie sprzeda kotłów na złom, dopóki wciąż będą potrzebne.
Zresztą, biorąc pod uwagę tempo wydawania decyzji przez organy ochrony środowiska, to zanim decyzje zostaną wydane, skargi sądowe rozpatrzone, kasacje uwzględnione, to spokojnie obudzimy się w roku 2035. A wtedy większość elektrowni przestanie być potrzebna.
W całej tej konstrukcji jest jedno „ale”. Upadłość elektrowni wchodzących w skład giełdowych grup energetycznych będzie solidnym wstrząsem dla banków, które dziś te grupy finansują. Węglowe aktywa są dziś zabezpieczeniem kredytów. Rozmawialiśmy w tej sprawie z kilkoma bankowcami. –Potrzebne będą pewnie wielomiesięczne negocjacje, na których obłowią się prawnicy i konsultanci, ale ostatecznie szansa, że banki postawią wierzytelności w stan wymagalności (tzw. default) nie jest wielka – powiedział nam jeden z bankowców. Inny obstawiał gigantyczny chaos, który sparaliżuje działalność spółek energetycznych, więc scenariusza z upadłością radzi nie próbować.
Trzeba jednak pamiętać, że banki stawiając swoje kredyty do natychmiastowej spłaty nic nie zyskują, zresztą z księgowego punktu widzenia aktywa węglowe są dziś bezwartościowe. Być może potrzebne byłoby jakieś finansowanie pomostowe od skarbu państwa, ale upadłość elektrowni węglowych w gruncie rzeczy pozwoli grupom energetycznym pożeglować śmielej na zielone pastwiska. A wtedy nie powinny mieć problemów z finansowaniem.
Rynek uprawnień się załamie
Oczywiście powyższy scenariusz jest prowokacją intelektualną, ale jakie były prawne skutki zaprzestania kupna uprawnień przez polskie elektrownie? Jeśli postępowanie w sprawie nieumorzonych uprawnień będzie się toczyć, inspektorzy ochrony środowiska będą procedować, sądy rozpatrywać skargi, to z prawnego punktu widzenia KE będzie miała problem, żeby się do czegoś przyczepić. Oczywiście zaczną się monity, dlaczego to tak długo trwa, być może Bruksela usztywni się w negocjacjach w sprawach finansowania transformacji. Ale długoletnia przerwa w kupnie uprawnień może być bardziej kłopotliwa dla Brukseli niż dla Polski.
A to dlatego, że skutki systemu ETS będą fatalne. – Potrzeby zaproponowanej przez Ministerstwo Aktywów Państwowych w marcu 2022 roku Narodowej Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego (NABE), czyli aktywów związanych z produkcją energii elektrycznej w elektrowniach zasilanych węglem kamiennym i brunatnym, wydzielonych z Grup Energetycznych należących do Skarbu Państwa, szacowaliśmy na około 765 mln ton emisji CO2 w latach 2021-2030, co stanowi niemal 2/3 ogólnych potrzeb sektora wytwarzania energii elektrycznej w Polsce. Dla porównania, emisje w ramach NABE odpowiadają mniej więcej całkowitej puli uprawnień do sprzedania na aukcji przez Polskę w latach 2021-2030 wraz z wielkością polskiej części Funduszu Modernizacyjnego – tłumaczy portalowi WysokieNapiecie.pl Robert Jeszke, wiceszef Krajowej Organizacji Bilansowania i Zarządzania Emisjami, która administruje emisjami.
Co by się więc stało gdyby polskie elektrownie węglowe przestały kupować uprawnienia do emisji?
– Przy założeniu, że w latach 2025-2030 elektrownie , które miały wejść w skład NABE „wycofałyby” się z rynku, oznaczałoby to spadek popytu na uprawnienia EUA o ok. 450 mln uprawnień. Taki spadek popytu, szacowany na 70-80 mln uprawnień rocznie do 2030, mógłby istotnie wpłynąć na stabilność rynku uprawnień do emisji CO2 i ich ceny. Naszym zdaniem istnieje duże prawdopodobieństwo, że tak znaczący spadek popytu mógłby prowadzić do destabilizacji, a w skrajnym przypadku nawet do załamania się rynku uprawnień do emisji – przewiduje wiceszef KOBiZE.
Cenami rynku ETS sterują popyt i podaż. – Przykładem może być rok 2023, kiedy popyt na uprawnienia do emisji w sektorze energetycznym (tzn. odzwierciedlony w tzw. hedgingu), na skutek postępującego procesu dekarbonizacji, skurczył się o około 23%, co odpowiadało około 100 mln uprawnień/ton CO2. To właśnie czynnik popytowy był jednym z głównych powodów załamania się cen uprawnień w 2023 roku z około 100 EUR do obecnych 60 EUR. Oczywiście część tej nadwyżki na rynku spowodowanej spadkiem popytu powinna wchłonąć rezerwa MSR – przewiduje Robert Jeszke.
Rezerwa MSR to specjalna „kieszeń” w którą KE może schować nadwyżkę uprawnień na rynku, tak aby podtrzymać ceny. – Jednak musimy pamiętać, że działa ona z pewnym opóźnieniem (ok. 1-2 letnim) i w takiej perspektywie może to wpłynąć na ceny uprawnień do emisji – dodaje Jeszke.
Oczywiście jeśli popyt się załamie i ceny spadną np. do 30 euro, to elektrownie węglowe mogłyby w kolejnych latach kupić więcej uprawnień. Gdy popyt będzie rósł, to znowu ceny wzrosną, wtedy znów przestaną kupować. Ta zabawa w kotka i myszkę może trwać aż do likwidacji elektrowni, a potem postępowanie się umorzy.
Rumuńskiej elektrowni uprawnienia kupuje osobiście minister finansów
Jak bardzo Bruksela boi się takiego scenariusza pokazuje przykład rumuńskiej elektrowni Oltenia. To stara siłownia na węgiel brunatny, która też nie kupowała uprawnień do emisji CO2. Kiedy sprawa się wydała, w 2019 r. rząd zaczął podsypywać jej kasę na uprawnienia, w sumie kilkaset mln euro.
Komisja Europejska wszczęła postępowanie, ostatecznie w 2022 r. zgodziła się klepnąć tę pomoc do 2026 r. a potem „się zobaczy”. Z decyzji zatwierdzającej pomoc wynika, że plany rumuńskiego rządu nie sięgają poza 2030 r. choć nie tam wzmianki, że w tym roku elektrownia musi zostać zamknięta. W decyzji czytamy też, że „Komisja stwierdza, że CE Oltenia, pomimo faktu, że część kosztów uprawnień jest pokrywana przez państwo, będzie nadal płacić za część uprawnień, a co za tym idzie, będzie reagować na sygnały cenowe systemu ETS, bo redukcja emisji pozwoli jej zaoszczędzić koszty”.
W Polsce ten scenariusz jest jednak surrealistyczny – budżet musiałby po 2025 r. dopłacać nie kilkaset mln euro, ale co najmniej dwa lub trzy razy więcej. Oczywiście można to sobie wyobrazić, ale jak doliczymy do tego 10 mld rocznie zł na górnictwo (w tym roku będzie 7 mld na samo PGG, ale górnicy chcą podwyżek pensji) to skala marnotrawstwa byłaby nie do pojęcia.
Mamy plan czy jedziemy po bandzie?
Jeśliby Polska przedstawiła wiarygodny plan zamknięcia elektrowni węglowych i kopalń, to kluczową kwestią byłoby przekonanie KE i państw członkowskich aby zgodziły się na zmiany w unijnym rozporządzeniu o rynku energii. Rozporządzenie przewiduje coś takiego jak „elektrownie w rezerwie”, które są przywoływane do pracy wtedy gdy brakuje energii na rynku.
Ale po 2025 r. elektrownia rezerwowa nie będzie mogła emitować więcej niż 350 g CO2 na KW, co dla polskiej elektrowni węglowej oznacza kilkaset godzin pracy. Elektrownie węglowe pracują dziś od 3 do 4 tys. godzin. Zdaniem Grzegorza Kotte, wiceprezesa Enei Wytwarzanie, w 2030 r. czas pracy węglówek będzie mniej więcej taki sam jak w Niemczech w 2023 r. czyli ok. 1600 godzin, ale to wciąż dużo więcej niż daje unijne rozporządzenie. Po prostu elektrowni węglowych nie będzie czym zastąpić.
Polska powinna więc wynegocjować dla siebie wyjątek w rozporządzeniu, który umożliwi nam przechowanie na dłużej węglowej rezerwy. Powinna więc przedstawić wiarygodny plan odejścia od węgla, a Bruksela wykazać maksimum elastyczności w kwestii zmiany rozporządzenia.
– Przykład EC Będzin pokazuje, jak istotna nie tylko z perspektywy Polski, ale całej UE może być kwestia aktywów węglowych w Polsce. Z uwagi na duże ryzyko podważenia stabilności i wiarygodności całego systemu EU ETS, można wywnioskować, że jest w tej chwili nie tylko problemem polskim, ale już wkrótce może stać się również problemem europejskim. Drugim wnioskiem jaki płynie z powyższych rozważań jest konieczność szybkiej i znacznej zmiany, jaka powinna dokonać się w polskim Krajowym Planie dla Energii i Klimatu, zwłaszcza w kontekście ograniczania wykorzystania węgla – apeluje Robert Jeszke.
Krajowy Plan dla Energii i Klimatu to strategiczny dokument, który co jakiś czas każdy kraj musi aktualizować. Nową wersję naszego KPEiK powinien wysłać do Brukseli już poprzedni rząd, ale tego nie zrobił. Swoje strategie wysłały już prawie wszystkie kraje UE, ociąga nsię tylko Polska, Bułgaria i Austria.
Autorzy naszego KPEiK czyli urzędnicy resortu klimatu i środowiska nie mają łatwego życia. Jeśli podadzą prawdopodobną datę odejścia od węgla czyli przed 2040 r. to mają jak w banku polityczną wojnę z górniczymi związkami, wspieranymi przez opozycję.
Czy są gotowi? Nic na to nie wskazuje. Prawdopodobnie KPEiK, o ile w ogóle powstanie w tym roku, będzie więc próbował rozmydlić problem. To oczywiście sprawi, że realne negocjacje z KE nie ruszą z miejsca.
Będziemy więc tak się wozić do 2026 r. i wtedy ktoś przypomni rządowi casus EC Będzin.
