Według danych Agencji Rynku Energii w 2014 r. Polska po raz pierwszy od 25 lat stała się importerem netto energii elektrycznej, m.in. dlatego, że spadła produkcja energii z węgla. Ogółem produkcja energii elektrycznej spadła o 5,3 TWh r./r. O 2,8 TWh wzrosła za to produkcja z odnawialnych źródeł energii (OZE). Udział OZE w strukturze mocy ogółem wyniósł 5,8 MW (czyli około 15 proc.), a w produkcji energii 12,4 proc. (19,8 TWh).

Mimo spadków cen węgla kamiennego produkcja energii z tego surowca również spadła – i to mimo wzrostu cen takich paliw, jak węgiel brunatny i gaz. I choć węgiel kamienny pozostaje naszym głównym surowcem energetycznym (ponad 55 proc.), to cały czas mamy go za dużo. Chodzi o węgiel kamienny do celów energetycznych – jego nadwyżki w skali roku oceniane są nawet na 10 mln ton, co przy polskiej produkcji na poziomie 70 mln ton rocznie (węgla energetycznego i koksowego łącznie!) jest naprawdę sporym naddatkiem.
Dlaczego rośnie węglowa górka

Zważywszy na to, że import węgla kamiennego do Polski to około 10 mln ton rocznie (od 2008 r. jesteśmy importerem tego paliwa netto), mamy naprawdę spory węglowy problem. Obecnie węglowa górka to 16–18 mln ton. Przykopalniane zwały na koniec marca wynosiły 8,2 mln ton, a na placach elektrowni leży prawdopodobnie drugie tyle (grupy energetyczne nie podają dokładnych danych). Dlaczego? Powodów jest kilka. Grupy energetyczne informują o mniejszym zapotrzebowaniu na energię z jednostek opalanych węglem – wynika to m.in. z bardzo ciepłej zimy. Do tego dochodzi wspomniane już zwiększenie produkcji energii z OZE, a także niskie ceny energii elektrycznej na rynku. I jeszcze jedno: poprawa sprawności jednostek wytwórczych produkujących energię z węgla kamiennego. Im blok sprawniejszy, tym mniej spala węgla (co pozwala na mniejszą emisję dwutlenku węgla, a także większą efektywność). I tutaj możemy spodziewać się jeszcze dużych zmian.

Z najnowszego raportu firmy Roland Berger wynika, że o ile w 2013 r. polskie elektrownie potrzebowały rocznie około 65 mln ton miałów energetycznych, o tyle w roku 2020 będzie to tylko około 43 mln ton. Samo podniesienie sprawności bloków energetycznych zniweluje zapotrzebowanie na węgiel o około 2 mln ton. Do tego dochodzi rozwój OZE, energooszczędność, a także obniżenie energochłonności PKB. Z szacunków firmy wynika, że nadpodaż węgla energetycznego wyniesie wtedy około 7 mln ton (wyliczenia te zakładają, że zrealizowane zostaną porozumienia rządu z Kompanią Węglową z 17 stycznia 2015 r. zakładające przeniesienie części zakładów do Spółki Restrukturyzacji Kopalń i ich stopniowe wygaszanie za kilka lat plus planowane zamknięcie już teraz np. bytomskiej kopalni Centrum).

Niektórzy powiedzą, że najprościej byłoby skasować import węgla do Polski, jednak nie korzystają z niego kontrolowane przez państwo elektrownie z PGE, Taurona czy Enei, tylko prywatne firmy jak EDF czy GdF Suez, którym przecież trudno coś nakazać. Po drugie import nie dotyczy tylko węgla energetycznego, lecz również koksowego. I tak chyba polskie górnictwo powinno się cieszyć z obecnego kursu dolara powyżej 3,5 zł, bo przy cenie węgla w europejskich portach ARA (Amsterdam–Rotterdam–Antwerpia) na poziomie 60 dol./t import tego paliwa staje się trochę mniej opłacalny.

Koszt importu 1 t czarnego złota z ARA do Trójmiasta (opłata frachtowa) to około 6 dol. Przeładunek na wagon – około 8 dol. Transport kolejowy na odległość 300 km – kolejnych 8 dol. Na Śląsk transport kosztowałby 13 dol.

1 t węgla z Amsterdamu kosztuje więc np. Elektrownię Rybnik (należy do EDF) 60 dol. za węgiel plus około 25 dol. za transport. Łącznie około 85 dol. Przy kursie 3,6 zł mamy w sumie 306 zł/t – tyle, ile wynosi koszt produkcji tony węgla w polskich kopalniach. Jeśli dolar będzie tańszy, import stanie się jeszcze bardziej konkurencyjny. Nie dziwi więc, że w państwowych zakładach wszystkie chwyty są dozwolone i ceny oscylujące wokół 150 zł/t są traktowane pobłażliwie mimo protestów prywatnych zakładów wydobywczych jak Bogdanka czy PG Silesia. A w kopalni nie da się z dnia na dzień zmniejszyć wydobycia, by dostosować je do rynku. Zagadka zwałów rozwiązana.

Jak poinformował katowicki oddział ARP, w marcu 2015 r. zaobserwowano dalsze spadki krajowych indeksów węglowych. Średniomiesięczna wartość indeksu dla rynku energetycznego PSMCI 1/T wyniosła 212,43 zł/t, przełamując tym samym barierę 10 zł/GJ dla indeksu PSMCI 1/Q. Indeks ten w marcu obniżył się do wartości 9,47 zł/GJ. Indeks w sprzedaży węgla do ciepłowni, innych odbiorców przemysłowych oraz pozostałych odbiorców krajowych PSMCI 2/T wyniósł 263,61 zł/, a po uwzględnieniu parametrów jakościowych (indeks PSMCI 2/Q) 10,92 zł/GJ. Jak z tego wynika, krajowy rynek węglowy powitał sezonowy spadek popytu na węgiel drastyczną obniżką cen.

>>> Czytaj też: Arabia Saudyjska gra, Rosja tańczy. Padają kolejne rekordy wydobycia ropy

Państwowe elektrownie nie importują

– Nie korzystamy z węgla importowanego. 100 proc. węgla kamiennego wykorzystywanego w elektrowniach i elektrociepłowniach PGE pochodzi od krajowych producentów. Łączne zużycie węgla kamiennego w PGE w 2014 roku wyniosło 6,04 mln ton (było zbliżone do roku 2013), z czego węgiel z kopalń Kompanii Węglowej stanowił niewiele ponad 70 proc., a reszta pochodziła z kopalń Katowickiego Holdingu Węglowego oraz Jastrzębskiej Spółki Węglowej. W roku 2015 łączne zużycie i struktura dostaw węgla kamiennego będą podobne – mówi nam Maciej Szczepaniuk, rzecznik Polskiej Grupy Energetycznej. – Jeśli chodzi o założenia Listu Intencyjnego dotyczącego dostaw węgla kamiennego na potrzeby zasilania budowanych właśnie nowych bloków w Opolu, zostały one uwzględnione w podpisanej 13 sierpnia 2013 r. umowie, która będzie podstawą prawną współpracy między PGE a Kompanią Węglową w latach 2018–2038. Wolumen dostaw zależeć będzie od zapotrzebowania. Szacuje się, że będzie to około 4 mln ton rocznie – dodaje.

– Tauron utrzymuje wyższe zapasy węgla niż obowiązkowe w jednostkach wytwórczych produkujących energię elektryczną i cieplną na bazie węgla kamiennego. Grupa do produkcji energii elektrycznej i ciepła zużywa jedynie węgiel pochodzący od krajowych producentów. Z własnych mocy produkcyjnych (Tauron Wydobycie) pokrywane jest około 55 proc. zapotrzebowania. W przypadku przejęcia KWK Brzeszcze ten udział wzrósłby do 70–80 proc. – powiedziała nam Magdalena Rusinek, rzeczniczka Tauronu.

Kopalnia Brzeszcze została przeniesiona do Spółki Restrukturyzacji Kopalń. Jeśli Tauron (lub ktoś inny) nie kupi jej do końca września, nie zostanie jednak zamknięta, tylko wróci w skład tzw. Nowej Kompanii Węglowej.

– Rośnie sprawność nowych instalacji, przybywa OZE w systemie i starsze, mniej efektywne bloki węglowe są wypychane z kolejki (merit order – przyp. red.), pracują mniej godzin w roku, zużywając mniej węgla. Tej prawidłowości nie da się już moim zdaniem odwrócić – twierdzi menedżer w jednej z grup energetycznych.

W najbliższych latach oddane zostaną bloki w Kozienicach (Enea), Jaworznie (Tauron), Opolu (PGE). Dzięki wysokiej sprawności powinny zużywać mniej węgla na jednostkę produkowanej energii. Może zatem będą pracować więcej godzin w roku? To zależy od przyszłego poziomu cen energii.

>>> Polecamy: Wielkie koncerny mają pomysł, jak zastąpić "brudny" węgiel

Jak się pozbyć niechcianego węgla

Najprostszym, choć wbrew pozorom wcale nie najtańszym (ekonomicznie i społecznie) rozwiązaniem problemu krajowych nadwyżek węgla energetycznego byłoby zamknięcie kilku najbardziej nierentownych kopalń produkujących surowiec najsłabszej jakości. Jak jednak pokazały strajki górnicze na początku 2015 roku, temat jest na tyle trudny, że obecnie praktycznie niemal niemożliwy do kontynuowania. Czy można zrobić coś jeszcze? Próby podejmują same spółki węglowe. I tak np. Krzysztof Sędzikowski, prezes Kompanii Węglowej, zapowiedział, że Nowa Kompania Węglowa, w której tworzenie nie bardzo chce się angażować energetyka, będzie chciała wysyłać przynajmniej 3 mln ton z ponad 20 mln ton swojej rocznej produkcji na eksport. Dodatkowo spółka chce się skupić na produkcji bardziej potrzebnego węgla koksowego, na który jest zbyt, a także grubych sortymentów, które nie leżą na zwałach, bo zawsze znajdują się na nie chętni.

Lubelska Bogdanka – mimo że osiągnęła zdolność produkcji na poziomie 11–11,5 mln ton surowca w skali roku –zapowiada, że z powodu trudnej sytuacji na rynku, a także proponowanych przez konkurencję niższych cen jej tegoroczne wydobycie wyniesie tylko około 9,3 mln ton.

– Energetyka jest zatkana węglem, ma zapasy. Zimy praktycznie nie było. Kopalnie też mają zapasy… Powiem coś niepopularnego. Dzisiaj z budżetu państwa finansujemy w całym kraju mnóstwo instytucji, często niepodpiętych do sieci ciepłowniczych, to znaczy mających własne małe kotłownie. Czy nie byłoby rozsądnie wziąć pod uwagę, że skoro na utrzymanie tych instytucji idą państwowe pieniądze, można by wprowadzić jakieś preferencje dla tych, którzy zdecydują się na polski węgiel? Na razie nikt nie zrobił nawet bilansu, by ocenić, ile polskiego, a ile importowanego węgla spalają państwowe instytucje. Póki nie mamy tej wiedzy, trudno w ogóle rozmawiać – twierdzi Zygmunt Łukaszczyk, prezes Katowickiego Holdingu Węglowego. KHW planuje przenieść do SRK ruch Boże Dary kopalni Murcki-Staszic i również stawiać bardziej na produkcję węgli grubych.

Z kolei Jastrzębska Spółka Węglowa w ciągu dwóch, trzech lat może zdjąć z rynku nawet około 3 mln ton węgla energetycznego. W 2015 roku jego udział w produkcji JSW wyniesie około 30 proc. Zmiana struktury wydobycia w kopalniach Budryk oraz Knurów–Szczygłowice (w tym inwestycje w zakład przeróbczy) może się jednak przyczynić do większej produkcji węgla koksowego.

– Przy obecnej wielkości wydobycia, zakładając takie zmiany, w strukturze produkcji za dwa, trzy lata 82 proc. będzie przypadać na węgiel koksowy, a 18 proc. na węgiel energetyczny – mówi nam Jerzy Borecki, wiceprezes JSW.