Albo jest go za dużo i leży na zwałach, albo go brakuje i ciepłownie skarżą się na trudności z jego zakupem. A to wszystko w kraju, który węglem stoi…
W 2016 r. polskie kopalnie wydobyły 70,4 mln t węgla kamiennego (rok wcześniej 72,9 mln t, czyli o 2,5 proc. więcej). Aż 81 proc. wydobycia stanowił węgiel energetyczny, a pozostałe 19 proc. — koksowy. Sprzedaż surowca wyniosła 73,2 mln t i była niższa niż przed rokiem o 437 tys. t, czyli o 0,6 proc. Największym odbiorcą była energetyka zawodowa, do której trafiło 34,5 mln t surowca. Koksownie kupiły 10,8 mln t, ciepłownie zawodowe i niezawodowe — 4,6 mln t, inni odbiorcy przemysłowi — 0,5 mln t, pozostali odbiorcy krajowi — 13,9 mln t. Wyeksportowano 8,9 mln t węgla. Zapasy zmniejszyły się o ponad połowę. W ostatnim dniu 2015 r. na zwałach kopalń leżało 5,8 mln t surowca, a rok później — 2,5 mln t. Takie dane pod koniec lutego podał Henryk Paszcza, dyrektor katowickiego oddziału Agencji Rozwoju Przemysłu, który na zlecenie Ministerstwa Energii monitoruje sytuację w polskim górnictwie węgla kamiennego oraz śledzi trendy na międzynarodowym rynku.
Kłopoty z zakupem
Jak wynika z ostatniego raportu Urzędu Regulacji Energetyki (URE) na regulowanym rynku ciepła działały 443 koncesjonowane przedsiębiorstwa. Podstawowym paliwem do wytwarzania ciepła nadal był węgielkamienny. Mimo że udział poszczególnych paliw był dość zróżnicowany pod względem terytorialnym, w województwach: opolskim, warmińsko- -mazurskim, małopolskim, świętokrzyskim, wielkopolskim, podlaskim i dolnośląskim ponad 90 proc. ciepła wciąż powstaje z węgla kamiennego. Wytwórcy ciepła korzystają ze źródeł różnej wielkości z przewagą małych — do 50 MW. Tylko jedenastu dysponowało mocą osiągalną źródeł przekraczającą 1000 MW i skupiali w swoich rękach jedną czwartą mocy wszystkich źródeł koncesjonowanych. Firmy te produkowały również energię elektryczną. Informacje o kłopotach z zakupem surowca pojawiły się pod koniec 2016 r. Przyczyniła się do tego mroźna pogoda oraz zmniejszenie wydobycia.
— Ciepłownie zużywają około 6 mln ton węgla rocznie. Kłopoty z jego zakupem sygnalizuje prawie 40 proc. małych i średnich ciepłowni o mocach od kilkudziesięciu do ponad 100 MW. Brakuje węgla o odpowiednich parametrach, czyli kalorycznego i z niską zawartością siarki. Znacznie wzrosły też ceny, w niektórych przypadkach nawet dwukrotnie. Dlatego zabiegamy w Ministerstwie Energii o spotkanie z przedstawicielami górnictwa, aby rozwiązać ten problem — mówi Jacek Szymczak, prezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie (IGCP). Porównując potrzeby ciepłowni z adresowaną do nich sprzedażą polskich kopalń, można zauważyć, że co najmniej 1,5-2 mln ton pochodzi z importu. Głównie ze Wschodu. I to pomimo „nieoficjalnych zaleceń”, aby kupować w kraju. Niestety import wyhamował, ponieważ wzrosły ceny na rynkach międzynarodowych. Rosjanie, korzystając z koniunktury, wolą go sprzedawać na rynkach chińskim, tureckim i japońskim, gdzie uzyskują wyższe ceny.
Od ściany do ściany
Kiedy w 2015 r., Krzysztof Sędzikowski, ówczesny prezes Kompanii Węglowej (KW), zaczął sprzedawać węgiel z ogromnymi stratami, zyskał jedynie chwilową poprawę płynności spółki. Na wojnie cenowej straciły przede wszystkim Bogdanka i Katowicki Holding Węglowy (KHW). Nie rozwiązało to natomiast żadnego problemu branży. A teraz Polska Grupa Górnicza (w miejsce KW) przejmie KHW z jego 2,5 mld zł zadłużeniem. Do któregorównież sama się w pewnym stopniu przyczyniła. Na brak węgla wpłynęły niższe wydatki inwestycyjne w śląskich kopalniach. Pogrążone w kryzysie górnictwo wydawało pieniądze na bieżącą działalność. Rezygnowało ze zbrojenia nowych ścian i z utrzymywania rezerwowych.
— W ostatnich latach nakłady spadły co najmniej o połowę. Spółki węglowe nie realizują planów wydobywczych, dodatkowo zamykane są kopalnie, które jeszcze mogłyby wydobywać węgiel jak Makoszowy i Krupiński — uważa Jerzy Markowski, prezes spółki Silesian Coal, który w połowie lat 90. był pełnomocnikiem rządu ds. realizacji restrukturyzacji górnictwa węgla kamiennego.
Mądry przed szkodą
W ubiegłym roku ceny węgla energetycznego na międzynarodowych rynkach wzrosły dwukrotnie (z około 45 do 90 USD za tonę), a węgla koksowego czterokrotnie (z 77 do około 300 USD za tonę) — wynika z analizy katowickiego oddziału ARP. W tym roku część analityków spodziewa się jednak niższych cen. Zgodnie z niedawną prognozą Międzynarodowej Agencji Energii, mniej więcej w maju po okresie stopniowego spadku ceny węgla energetycznego mogą wynieść około 70 USD za tonę. Później spodziewane są kolejne spadki, ale już nie tak znaczne. Zgodnie z prognozą MAE w latach 2018-20 cena powinna utrzymywać się nieco powyżej 60 USD za tonę.
Ceny węgla na międzynarodowym rynku nie mają bezpośredniego przełożenia na ich wysokość ustalaną w relacjach między polskim górnictwem a krajową energetyką (tym bardziej, że i tak są ze sobą powiązane), stanowią jednak dla polskich kopalń punkt odniesienia w relacji cen do kosztów wydobycia w krajowych kopalniach. Polska Grupa Górnicza na zamknięciu ścian rezerwowych oszczędzała kilkaset milionów rocznie. Inwestowała zaledwie 0,5 mld zł na rok. Ta polityka okazała się krótkowzroczna. Hałdy są coraz mniejsze, a połączona firma będzie miała większą siłę negocjacyjną. W przeciwnym razie za dwa lata wahadło cenowe znów może wychylić się na niekorzyść branży górniczej.
WĘGLOWA POSUCHA: Kłopoty z węglem sygnalizuje prawie 40 proc. małych i średnich ciepłowni. Brakuje węgla o odpowiednich parametrach, czyli kalorycznego i o niskiej zawartości siarki — Jacek Szymczak, prezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie. [FOT. WM]
Podpis: Barbara Warpechowska
