Spis treści
Gdyby przypadkowa osoba z ulicy podjechała pod bramę kopalni Sobieski, należącej do Taurona i poprosiła o załadowania 500 kilogramów miałów węglowych na swój wózek, dostałaby je taniej niż w ramach wieloletnich kontraktów miliony ton takich miałów za miliardy złotych rocznie kupuje dziś Polska Grupa Energetyczna (największy producent energii elektrycznej w Polsce) od Polskiej Grupy Górniczej (największego producenta węgla w Polsce).
W pierwszej połowie 2020 roku koszt węgla kamiennego spalonego w elektrowniach, elektrociepłowniach i ciepłowniach należących do PGE wyniósł średnio 324 zł za tonę, wynika z obliczeń portalu WysokieNapiecie.pl. Koncern nie zdradza ile z tego wyniosły koszty transportu, ale zakładamy, że średnio było to ok. 20-25 zł/t. Za sam węgiel spółka płaci więc obecnie blisko 300 zł/t. Tak drogo nie płaciła jeszcze nigdy w swojej trzynastoletniej historii. Dla porównania w styczniu, gdy Sobieski sprzedawał jeszcze miały w handlu detalicznym, cena takiego węgla wynosiła 295 zł/t.
PGE kupuje węgiel nie tylko dużo drożej niż wynosi cena importowanego paliwa (średnio 251 zł/t dla kaloryczności 21,8 MJ/t w pierwszej połowie 2020 roku), ale też cena miałów dla energetyki sprzedawanych polskim odbiorcom z polskich kopalń. W pierwszej połowie roku krajowy węgiel był sprzedawany średnio po 266 zł/t. Przy czym PGE, ze względu na ogromne zapotrzebowanie na to paliwo, zwykle bardzo mocno wpływa na wartość całego indeksu. To oznacza, że najprawdopodobniej jego krajowi konkurencji (gł. inne państwowe koncerny energetyczne) kupują węgiel średnio znacznie taniej od PGE. Takiego rozdźwięku między kosztem spalanego węgla w PGE a polskim indeksem węglowym także jeszcze nigdy nie widzieliśmy.
Energetyka miała być bogatym wujkiem
W dużym uproszczeniu można by powiedzieć, że polskie górnictwo, z jednymi z najwyższych kosztów wydobycia węgla na świecie, potrzebuje bogatych sponsorów, aby nie zbankrutować. Przez lata takimi sponsorami byli bezpośrednio podatnicy. Przekraczające już 100 mld zł subsydia były od czasów upadku PRL wypłacane wprost z budżetu.
Przekraczające już znacznie 100 mld zł dotacje były od lat 80. wypłacane wprost z budżetu, mi.in poprzez kilkukrotne umarzanie długów wobec budżetu oraz dokapitalizowanie płynnymi akcjami spółek skarbu państwa, głównie TP SA. Od wstąpienia Polski do Unii Europejskiej jest to dużo trudniejsze. W 2016 sponsorami zostały spółki kontrolowane przez podatników – energetyczne. Tauron, PGE, Energa, Enea i PGNiG zaangażowały się w wydobycie węgla.
Aby to zrobić jeszcze w czasach rządów PO-PSL wyrzucono cały zarząd Taurona, który nie chciał przejąć bankrutującej kopalni Brzeszcze, bo już wcześniej został zmuszony do ratowania dwóch innych bankrutów – Sobieskiego i Janiny. Po drugiej stronie znalazła się Enea, która wykonała sprytny manewr kupna najlepiej prosperującej kopalni – giełdowej Bogdanki – dzięki czemu rząd dał jej na chwilę spokój, a spółka zagwarantowała sobie dostawy węgla do elektrowni Kozienice po dość niskich cenach (konkurencyjnych względem węgla importowanego).
W najgorszej pozycji znalazło się z kolei PGE, które rząd postrzegał jako najbogatszego z wujów. Oprócz zaangażowania kapitałowego w PGG, państwowy czempion energetyczny musiał więc zaangażować się w ratowanie PGG m.in. w formie przedpłat za węgiel, aby kopalnie miały z czego wypłacić górnikom trzynaste pensje, albo zmiany kontraktów na zakup węgla, aby nie był już indeksowany cenami (spadającymi) węgla importowanego. Politycy źle postrzegają nawet fakt, że PGE posiada (kupioną od EDF) spółkę zajmującą się importem paliw, bo oficjalnie polska energetyka importować tańszego i lepszej jakości węgla przecież nie powinna.
Dlaczego PGE kupuje tak drogo?
Energetyczny czempion znalazł się w obecnej sytuacji w wyniku splotu kilku okoliczności. Kontrakty Polskiej Grupy Energetycznej na węgiel były zawierane w 2018 roku. Zbiegło się wówczas kilka wydarzeń. Rząd połączył Polską Grupę Górniczą i Katowicki Holding Węglowy, przez co na rynku miałów dla elektrowni mocno ograniczona została konkurencja. W dodatku brak inwestycji przez wiele lat spowodował brak węgla na rynku w 2017 roku. Kłopoty finansowe kopalń od 2014 roku. wymusiły zaniechanie inwestycji w ciągu 2015 i 2016 roku. Efektem był brak węgla na rynku w 2017 roku – niektóre elektrownie nie mogły nawet dochować ustawowego obowiązku utrzymywania 40-dniowych zapasów węgla.
Rok później w negocjacjach z spółkami energetycznymi PGG miała w ręku wszystkie atuty – poparcie Ministerstwa Energii i dużo większy udział w rynku. Spółki energetyczne bały się, że znowu zostaną na zimę bez węgla. Kontrakty węglowe z formułą cenową uzależnioną od cen światowych zostały zastąpione przez umowy ze stałą ceną, w dodatku PGG zapewniła sobie bardzo długi, dwuletni okres wypowiedzenia.
Perspektywy wykorzystania wodoru w transformacji energetycznej
W najgorszej sytuacji znalazła się elektrownia Dolna Odra. Tamtejsi związkowy zażądali aby elektrownia sama zapewniała sobie dostawy surowca, co przyniosłoby oszczędności rzędu 100 mln zł rocznie. Nie dodali, że wówczas do elektrowni trafiałby tańszy węgiel, ale z importu drogą morską (np. z Kolumbii).
Ale w gospodarce nic nie ginie. Wprawdzie w 2018 r. PGG załatwiła sobie wysokie ceny, przekraczające wartość rynkową produkowanego towaru, ale już półtora roku później okazało się, że energetyka nie jest w stanie tych kontraktów realizować – gdy produkcja z węgla zaczęła spadać, a ilość surowca na zwałach rosła, spółki energetyczne przestały go odbierać i za niego płacić. PGG w sprawozdaniu finansowym za 2019 r. ujawniła, że energetyka w pierwszej połowie 2020 r. odebrała o 37 proc. mniej węgla niż w zapisano w umowach. Resztę przesunięto na „kolejne miesiące”. Energetyka domaga się obniżki cen, żeby się utrzymać na powierzchni, PGG chce więc dopłat z budżetu do węgla.
Droższy węgiel = droższy prąd = mniejsze zużycie
Elektrownie węglowe potrzebują średnio ok. 0,5 tony węgla kamiennego, aby wyprodukować 1 MWh energii elektrycznej. Jeżeli więc kupują paliwo po ok. 50 zł/t drożej, wówczas muszą podnieść ceny energii elektrycznej o ok. 25 zł/MWh. Średnie koszty węgla w PGE od 2016 do połowy 2020 roku wzrosły natomiast o 110 zł/t (ponad 50 proc.), co przekłada się na ok. 50 zł/MWh wyższe koszty produkcji prądu.
Do tego na każdą 1 MWh prądu emitują blisko 1 tonę dwutlenku węgla. Tymczasem unijne prawa do emisji CO2 od 2017 roku wzrosły z niespełna 5 euro za tonę do 25 euro/tCO2 obecnie. To oznacza wzrost o ponad 80 zł/MWh w ciągu trzech lat. W dodatku PGE już niemal wcale nie dostaje darmowych uprawnień do emisji, więc wzrastające ceny CO2 (i węgla) nie tylko podnoszą ceny prądu na polskim rynku, ale też realnie obniżają marżę koncernu.
Wzrost kosztów produkcji energii elektrycznej z węgla kamiennego poruszył jeszcze trzy kolejne kostki domina. Po pierwsze realnie dotknął przemysł, dla którego wzrosty cen prądu latach 2018-2019 wyniosły nawet kilkadziesiąt procent. Decyzja ArcelorMittal o trwałym zamknięciu wielkiego pieca w krakowskiej hucie była podyktowana między innymi kosztami energii. W ubiegłym roku zbankrutowała Huta Częstochowa, zużywająca ok. 0,6 TWh/rok. Po drugie firmy, które jeszcze działają, zmusił do oszczędzania energii i inwestowania we własne źródła zasilania (m.in. gazowe).
Po trzecie wyższe hurtowe ceny energii elektrycznej na polskim rynku ograniczyły eksport naszej energii do sąsiadów i zwiększyły import prądu. W ubiegłym roku padł historyczny rekord – import netto do Polski wyniósł 10,6 TWh energii elektrycznej i wszystko wskazuje na to, że w tym roku ponownie zostanie pobity (po trzech pierwszych kwartałach przewaga importu nad eksportem wynosiła już 10,2 TWh).
Stare bloki węglowe PGE idą w odstawkę
To wszystko sprawia, że produkcja prądu z węgla kamiennego spada w Polsce prawie tak szybko jak w USA za prezydentury Trumpa. W 2019 roku była niższa o 4,6 TWh (6 proc. r/r). W efekcie energetyka zawodowa spaliła w tamtym roku o 3 mln ton miałów węglowych mniej, niż rok wcześniej. To wielkość porównywalna do rocznego wydobycia w jednej z większych kopalń PGG (KWK Murcki-Staszic) albo 2-3 mniejszych kopalń.
Po trzech kwartałach tego roku spadek generacji energii elektrycznej z węgla kamiennego jest jeszcze większy i wynosi aż 13 proc. r/r (6,2 TWh). Tylko w niewielkim stopniu odpowiada za to wiosenny lockdown kraju i załamanie gospodarcze, bo spadek zużycia energii wyniósł w tym czasie zaledwie 4 proc. W rezultacie tylko po trzech pierwszych kwartałach energetyka zawodowa spaliła o kolejne 4 mln ton węgla kamiennego mniej rok do roku, co odpowiada ubiegłorocznemu wydobyciu całej KWK Ruda.
Spadek w PGE jest jeszcze większy, choć nie widać go na pierwszy rzut oka. Według wstępnych danych spółki po 3 kwartałach tego roku, produkcja prądu z węgla kamiennego w grupie PGE wzrosła o 8 proc. rok do roku. Tyle, że ogromny wpływ na to miało włączenie do produkcji dwóch nowych bloków w elektrowni Opole (od stycznia do września dostarczyły 5,2 TWh). Natomiast wszystkie pozostałe elektrownie i elektrociepłownie opalane węglem kamiennym w PGE zmniejszyły produkcję aż o 19 proc. r/r. Częściowo wyparły je nowe bloki w Opolu, zużywające dużo mniej węgla na produkcję 1 MWh, a częściowo bloki w elektrowniach konkurencyjnych spółek energetycznych, które mają zakontraktowany tańszy węgiel.
Ze względu na ceny paliwa i CO2 w porównaniu z hurtowymi cenami prądu na polskiej giełdzie (obniżanymi dzięki wzrostowi importu i większej krajowej produkcji prądu z wiatru i słońca), PGE w pierwszej połowie tego roku osiągała – według szacunków WysokieNapiecie.pl – ujemny Clean Dark Spread (CDS) dla starszych bloków klasy 200-360 MW. To oznacza, że średnio rzecz biorąc, poza tym, co zakontraktowała z dużym wyprzedzeniem (rocznym, kwartalnym), nie była w stanie zarabiać na rynku spotowym dzięki tym aktywom. Stąd tak duży spadek ich wykorzystania w tym roku.
Popyt na miały węglowe w dół o 20 proc. w 2 lata
Według szacunków WysokieNapiecie.pl zużycie węgla kamiennego w całej energetyce zawodowej w Polsce wyniesie w 2020 roku ok. 31 mln ton, w stosunku do 36 mln t rok wcześniej, 39 mln t w 2018 roku i aż 47,5 mln t w 2007 roku. Dla porównania ubiegłoroczne wydobycie miałów węglowych w Polsce wciąż jeszcze przekraczało 43 mln ton, z czego 23 mln ton w Polskiej Grupie Górniczej. Gdyby nie wiosenne ograniczenie wydobycia w PGG, w tym roku blisko co druga tona miałów wydobywanych w tej spółce byłaby niepotrzebna na rynku. Ze względu na pandemię nadpodaż miałów będzie jednak nieco mniejsza.
Miliardy na utrzymanie nierentownych kopalń
Kilkanaście dni temu Komisja Europejska opublikowała raport na temat subsydiów dla paliw kopalnych w UE. Polska jako metody dotowania elektrowni węglowych i górnictwa wymieniła tylko rynek mocy (5 mld zł rocznie) oraz program wsparcia budżetowego dla zamykanych kopalń – 13 mld zł do końca 2023 r.
W rzeczywistości sposobów w jaki państwo wspiera górnictwo z budżetu jest znacznie więcej, począwszy od dotacji z ZUS do emerytur górniczych, które umożliwiają górnikom przejście na emeryturę po 25 latach pracy, aż po takie zawoalowane wsparcie, jak przedpłaty czy kontrakty na dostawy węgla. Najbardziej szczegółowy rachunek dotacji zrobiła Najwyższa Izba Kontroli w 2015 r. W latach 2007-2015 tylko dotacje do składek ZUS odprowadzanych przez górników, tak żeby mogli przechodzić na emerytury po 25 latach pracy kosztowały budżet 58 mld zł, czyli ponad 7 mld rocznie.
