Prąd produkowany z polskiego węgla może być jeszcze droższy – ocenia NIK we wnioskach z kontroli dostaw surowca dla energetyki.
Najwyższa Izba Kontroli (a konkretnie jej katowicka delegatura) przeanalizowała realizowane przez wytwórców energii elektrycznej polityki zaopatrzenia w węgiel kamienny w latach 2017-2018. Czytając raport czy wyciąg z niego (opublikowane w listopadzie 2020 r.), warto wziąc pod uwagę, że analizowany okres dotyczył rekordowego dla importu czarnego złota roku 2018 oraz rekordowego dla tego paliwa pod względem cenowym. Sytuacja po roku 2018, co zresztą słusznie zaznaczyli kontrolerzy, zaczęła się zmieniać, a importowany węgiel zdecydowanie staniał, czego o kosztach produkcji paliwa krajowego powiedzieć nie można.
W ciągu dwóch lat analizowanych przez NIK zaopatrzenie producentów energii elektrycznej w węgiel kamienny, pochodzący w większości ze źródeł krajowych, przyczyniało się do racjonalnego poziomu kosztów produkcji energii oraz zapewniało jej ciągłość. Powiązania kapitałowe pomiędzy energetyką a górnictwem, po dużych spadkach cen węgla na rynku międzynarodowym, utrudniają jednak obecnie producentom energii decyzje o zakupie tańszego węgla z importu. Mimo to zagraniczne zakupy węgla kamiennego polskich podmiotów wcale się nie zatrzymały.
Państwowe firmy też importują
Węgiel z importu kupują również podmioty kontrolowane przez Skarb Państwa. Pierwszym przykładem niech będzie Węglokoks (jednoosobowa spółka Skarbu Państwa), który kiedyś był czołowym eksporterem czarnego złota, jednak zanikający eksport sprawił, że musiał zmienić profil działalności. Drugim przykładem może być PGE Paliwa (dawna EDF Paliwa) – spółka córka kontrolowanej przez państwo PGE, która kontrakty na 1 mln ton importowanego surowca odziedziczyła po EDF (PGE kupiła wszystkie polskie aktywa francuskiego koncernu, od kilku miesięcy próbuje sprzedać PGE Paliwa). A trzecim przykładem i to sprzed lat, gdy wszyscy rządzący chwalili się „zakazem importu węgla dla państwowej energetyki” niech będzie sprawa Energi opisywana w lutym 2019 r. przez autorkę tych słów w DGP. Należąca do tej spółki elektrownia Ostrołęka zaimportowała w latach 2005-2009 (a więc i za PO-PSL, i za PiS), 0,81 mln ton rosyjskiego węgla, za który przepłaciła 19 mln zł. Tą sprawą również zajmowała się wtedy NIK. Ustaliła, że energia wyprodukowana z tak kupionego węgla była droższa od średniej ceny energii z polskiego węgla o 0,07 zł/GJ w 2005 r., o 0,84 zł/GJ w 2007 r., o 1,77 zł/GJ w 2008 r. i o 1,65 zł/GJ w 2009 r. Ale w ocenie NIK zakup ten był uzasadniony jego wysoką jakością.
Dziś kontrolerzy NIK również przyznają, że zakup taniego importowanego węgla z jednej strony może obniżyć koszty funkcjonowania elektrowni, a z drugiej negatywnie wpływa na perspektywy zwrotu środków zainwestowanych wcześniej przez energetykę w krajowy sektor węglowy.
Przecież krajowa energetyka, ale i inne podmioty państwowe wpompowały już w Polską Grupę Górniczą, która powstała na gruzach bankrutującej Kompanii Węglowej ponad 3,6 mld zł. A PGG to studnia bez dna – rząd już obiecał górnikom, że będzie rozmawiał z Komisją Europejską o możliwości dotowania PGG – spółki, która ledwo zipie po czterech latach swojego istnienia (Kompania Węglowa przetrwała 13 lat).
Uzależnieni od węgla
Polskie elektrownie, elektrociepłownie i ciepłownie, które tworzą tzw. energetykę zawodową odpowiadają za zużycie ok. 60 proc. węgla kamiennego. Zakup węgla kamiennego stanowi ok. 40 proc. kosztów tego sektora, a jego optymalna jakość i cena przekłada się na cenę energii elektrycznej oraz na konkurencyjność polskiej gospodarki.
Kontrolą NIK objęła producentów energii elektrycznej należących do pięciu głównych grup energetycznych (PGE, Enea, Tauron, Energa i PGNiG Termika), w tym siedem ich elektrowni, wytwarzających około połowy krajowej produkcji energii elektrycznej z węgla kamiennego.
Z ustaleń kontrolerów wynika, że handel węglem energetycznym zdominowany był przez umowy dwustronne zawierane pomiędzy głównymi jego krajowymi producentami: PGG, Bogdanką i Tauronem Wydobycie a spółkami powiązanymi z nimi kapitałowo, należącymi do największych grup energetycznych czyli PGE, Enei, Taurona, Energi i PGNiG Termika. Bogdanka bowiem wchodzi w skład grupy Enea, Tauron Wydobycie jest częścią Taurona, z kolei akcjonariuszami PGG są m.in. PGNiG Termika, Energa i PGE.
Węgiel z PGG, Bogdanki i Taurona Wydobycie w 2017 r. zaspokajał 86 proc., a rok później 77 proc. zapotrzebowania na surowiec objętych kontrolą podmiotów energetycznych.
Braki w latach 2017-2018 oraz pogorszenie się jakości krajowego węgla skutkowały zakupami węgla z importu. Importu, który w roku 2018 r. był rekordowy i wg GUS przekroczył 19 mln ton (dla porównania krajowa produkcja węgla kamiennego wynosiła wówczas ok. 62 mln ton w skali roku).
Jak na tym tle wyglądały kontrolowane przez NIK firmy?
Do siedmiu skontrolowanych producentów energii w 2017 r. dostarczono łącznie 17 mln ton węgla, z czego tylko 100 tys. ton z importu (czyli 0,7 proc.). Rok później dostarczono im w sumie 18,6 mln ton, z czego już 1 mln ton węgla importowanego (5,5 proc).
Energetyka w węglowej pętli
W kontrolowanym okresie sytuacja ekonomiczna większości producentów energii zaczęła się pogarszać. Na obniżenie wyników finansowych istotny wpływ miały odpisy aktualizacyjne wartości aktywów trwałych spółek energetycznych. Kształtowanie się wyników było następstwem, m.in. wzrostu w latach 2016-2018 średnich cen węgla o 23 proc. oraz wzrostu opłat za emisję CO2 o 65 proc., spowodowanego rosnącymi cenami uprawnień do jego emisji (w ramach unijnego systemu handlu emisjami EU ETS), które to koszty w szczególności w 2018 r. stanowiły duże obciążenie dla producentów energii. Łączny udział obu tych kosztów w kosztach wytworzonej energii wzrósł z 55,9% w 2016 r. do 60,7 proc. w 2018 r.
Organizacja zaopatrzenia w węgiel producentów energii zapewniała korzystne ceny zakupu, natomiast jej minusem było niepełne dostosowanie parametrów kupowanego węgla do potrzeb konkretnych instalacji wytwórczych. Wprawdzie, kontraktowany węgiel z reguły spełniał wymagania jakościowe w zakresie jego podstawowych parametrów, określonych w instrukcjach eksploatacji instalacji kotłowych, to niejednokrotnie jednak nie odpowiadał on oczekiwanym przez producentów energii parametrom węgla, które optymalizowałyby także koszty produkcji energii (np. poprzez ograniczanie kosztów awarii i remontów). Jednocześnie tylko czterech z siedmiu kontrolowanych wytwórców energii, określiło dodatkowo optymalne parametry węgla, tj. takie ich oczekiwane parametry fizykochemiczne, które poza spełnianiem wymagań granicznych - określonych przez producentów instalacji kotłowych, optymalizowałyby także koszty produkcji energii.
Zdaniem kontrolerów wykorzystywanie węgla o właściwościach fizykochemicznych odbiegających od optymalnych wiązało się czasem z koniecznością jego przygotowania do bezpiecznego składowania i spalania, bądź prowadziło do zakłóceń pracy instalacji wytwórczych, a także ponoszenia przez producentów energii dodatkowych kosztów związanych z awariami.
Wszyscy objęci kontrolą wytwórcy energii dysponowali zapasami węgla zapewniającymi ciągłość produkcji oraz wywiązywali się z obowiązku ich utrzymywania na wymaganym poziomie - poza pojedynczymi przypadkami odstępstw.
Będzie drożej
W kontrolowanych latach (2017-2018) ceny krajowego węgla energetycznego były znacząco niższe od węgla importowanego. Sytuacja ta zmieniła się w 2019 r., w którym na rynku międzynarodowym ceny węgla znacząco spadły. Sprawiło to, że około I kwartału 2019 r. ceny te zrównały się, a od II do IV kw. 2019 r. ceny węgla z importu utrzymywały się na poziomie niższym o ok. 20-40 proc. od cen węgla krajowego.
Jak ocenili kontrolerzy, wzrostowi cen węgla krajowego w latach 2017-2018 towarzyszył wzrost importu węgla - jakkolwiek energetyka zawodowa nie była jego głównym odbiorcą, bowiem udział tego węgla w pokryciu jej potrzeb był w tych latach niewielki. Import węgla w roku 2019 nadal był wysoki.
Najwyższa Izba Kontroli sformułowała wniosek do Ministra Aktywów Państwowych, który nadzoruje energetykę i górnictwo, o dokonanie pogłębionej analizy optymalnego modelu zaopatrzenia polskich producentów energii elektrycznej w węgiel kamienny – w perspektywie przewidywanego okresu wykorzystywania węgla do tej produkcji, w tym opracowanie analizy zasadności ekonomicznej zaopatrzenia, opartego na powiązaniach kapitałowych krajowych sektorów energetyki i górnictwa.
Jeśli jednak popatrzymy na dzisiejszą sytuację ekonomiczną energetyki i górnictwa zmienioną oczywiście znacznie przez pandemię koronawirusa, to zobaczymy, że NIK będzie znów miała pełne ręce roboty. Powód? 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 opublikowanych 9 listopada. Tak drogo spółka nie płaciła jeszcze nigdy za paliwo w swojej trzynastoletniej historii. 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 – czytamy.
Jeśli więc zgodnie z planami rządu polskie elektrownie nadal będą przymuszane do zakupu krajowego drogiego węgla, to trudno nie zgodzić się z wnioskami NIK – prąd w Polsce będzie jeszcze droższy.
Autor: Karolina Baca-Pogorzelska
