DROGI POLSKI WĘGIEL? MITY KONTRA RZECZYWISTOŚĆ

Hasło „drogi polski węgiel” ostatnio znowu przebija się w publikacjach medialnych. Branża energetyczna na ceny krajowego węgla skarży się wtedy, gdy wykresy cen wskaźnikowych na rynku węgla w Europie w portach ARA rysują głęboki dołek. Tymczasem zdarza się to wyjątkowo raz na wiele lat, a w pozostałych okresach polski węgiel z powodzeniem konkuruje z importowanym wyraźnie niższymi cenami. Uwypuklając doraźną „stratę na węglu”, nikt nie wspomina o krociowych zyskach energetyki, jakie czerpała przez lata i czerpie dzięki różnicy cen między paliwem z kraju i tym z rynku zewnętrznego.

Czy „zawiniło” polskie górnictwo?

Przykład – w omówieniu raportu kwartalnego jednej z polskich spółek energetycznych już w tytule wybito oskarżenie: „zakaz ministra Sasina kosztował 200 mln zł”. Chodzi o to, że wytwórca energii musiał zapłacić za węgiel do kotłów elektrowni o 192 mln zł więcej niż przed rokiem, mimo że ceny węgla na świecie spadły. W portach Amsterdamu, Rotterdamu i Antwerpii, gdzie ustala się rynkowy benchmark w dostawach dla większości obszaru Europy, za tonę węgla energetycznego płaci się obecnie 48 euro w porównaniu do 65 euro rok temu.

Tymczasem na początku lutego wicepremier Jacek Sasin, minister odpowiedzialny za aktywa państwowe zaapelował do spółek energetycznych o powstrzymanie się od procederu zakupów paliwa w imporcie. Właśnie ten apel – przedstawiany w mediach jako „zakaz importu” lub „skazanie na zakupy w polskich kopalniach” – miałby odpowiadać za straty energetyki.

Dla niechętnych energetyce węglowej komentatorów „winowajcą” jest polskie górnictwo, które nie potrafi obniżyć kosztów i konkurować z węglem z zagranicy (wydobywanym np. w odkrywkach, a nie kilometr pod ziemią, gdzie koszty rosną o rzędy wielkości lub dotowanym przez sztucznie zaniżone taryfy kolei państwowych i niekontrolowane przez UE inwestycje państwowe w górnictwo, jak w Rosji).

Czy polskie kopalnie faktycznie są winne drożyzny? Warto przypomnieć, jak doszło do tego, że import tańszego węgla do Polski wzburzył nie tylko górników. Przyjrzyjmy się krótko najważniejszym elementom cenowej układanki na styku węgiel-energetyka.

1) Nie można epatować niskimi indeksami ARA. Rzeczywiście, przy cenach CIF ARA na poziomie 40 dol./t polskie kopalnie przestają być konkurencyjne cenowo w stosunku do węgla z importu. Rzecz w tym, że to wyjątek od zupełnie przeciwnej reguły. W dodatku tak wyjątkowa obniżka cen ARA zdarza się rzadko – sięgając do historycznych notowań z ponad dekady – po raz ostatni i zresztą jedyny węgiel potaniał podobnie 4 lata temu, w maju 2016 r., kiedy cena indeksowa ARA spadła poniżej granicy 50 dol./t. Powtórzmy: to wyjątkowa sytuacja a rynek węgla należy do najbardziej dynamicznych. We wszystkich pozostałych okresach wykresy cen ARA falowały na znacznie wyższych poziomach: np. w 2008 r. aż 220 dol./t, w 2011 r. 120 dol./t. Lata 2016 i 2017 kończyły się ceną powyżej 90 dol./t. a w 2018 r. notowania przebiły poziom 100 dol./t.

2) Należy pamiętać o systemowym kontekście. Historycznie biorąc, polska energetyka jest ściśle związana z polskim górnictwem, bo z niego przecież wyrosła na węglu. Spółki energetyczne zawsze bazowały na polskim paliwie węglowym. Co więcej wielokrotnie to właśnie węgiel płacił rachunki rozwoju energetyki. Pomijając już dziesięciolecia przedrynkowego okresu PRL, przypomnijmy chociażby osławioną kotwicę antyinflacyjną z lat 90. XX w., gdy urzędowe ceny surowca z polskich kopalń dla elektrowni mocą ustawy utrzymywano na sztucznie niskim poziomie, poniżej kosztów produkcji, tylko po to, by energetyka nie podnosiła swoich cen dla odbiorców. Kosztem kopalń, które nie mogły zdziałać cudów i musiały upadać wskutek zupełnie antyrynkowej manipulacji, stabilizowano terapię szokową początku lat 90. i transformację kraju do gospodarki rynkowej. Nawet po formalnym uwolnieniu cen węgla (ich ruch zablokowano jednak wymogiem administracyjnej zgody Urzędu Skarbowego) przez długie lata prywatyzowana już wówczas energetyka wywierała na górnictwo wielorakie naciski, aby zminimalizować koszt paliwa węglowego w swym bilansie.

„Wytworzyła się nierównowaga w pozycjach przetargowych pomiędzy górnictwem a energetyką. Powstała jak gdyby nierównoprawność branż. Energetyka potrafiła zabezpieczyć swe interesy ekonomiczne w sposób systemowy; natomiast górnictwo, nie potrafiąc wymusić zachowań rynkowych w handlu węglem, znalazło się w dramatycznej sytuacji” – oceniał w 2002 r. prof. dr hab. inż. Wiesław Blaschke w artykule „Problematyka cen węgla kamiennego w polskim kompleksie paliwowo-energetycznym” (Przegląd Górniczy nr 6/2002, s. 1-5).

3) Wysoki import jest wyłomem w systemie. Po szeregu kosztownych i trudnych programów naprawy górnictwa, od 2015/2016 r. udało się zrealizować postulat połączenia kapitałowego kopalń i energetyki oraz urealniono założenia operacyjne do warunków rynkowych. Jednym z mechanizmów bezpieczeństwa i równowagi, jaki wdrożono m.in. u największego polskiego producenta węgla – PGG S.A., były długoterminowe kontrakty na dostawy węgla kamiennego dla grup energetycznych od 2018 r. Ich formułę cenową zaprojektowano z korzyścią dla obu stron: miały chronić partnerów przed nadmiernymi wahnięciami cen na światowych rynkach. Gdyby ceny polskiego węgla miały zależeć wprost od notowań ARA, to bardzo wysokie okresowo szczyty cenowe byłyby rujnujące dla elektrowni. Odwrotnie – gwałtowniejsze spadki cen w portach okazywałyby się zabójcze dla kopalń, odcinając je od inwestycji, możliwości rozwoju, stałej produkcji i stabilnych, bezpiecznych dostaw. W ten sposób wyciągnięto naukę z załamania się cen przed kryzysem 2015 r. w górnictwie.

Wyłom w tak przemyślanym systemie odniesień górnictwa i energetyki w Polsce spowodował rosnący ostatnio do kilkunastu milionów ton rocznie import węgla, głównie z Rosji (jego cena w basenie Bałtyku ustalana jest przez Moskwę sprytnie na poziomie ok. 5 dol. poniżej ceny ARA). Okazało się – przy niemałym wzburzeniu opinii publicznej – że wśród odbiorców węgla z zagranicy są nie tylko prywatni dealerzy handlujący w polskich składach węgla, ale również polskie spółki energetyczne. Większościowym ich właścicielem – tak jak i kopalń – jest Skarb Państwa, a zatem (przynajmniej racjonalnie biorąc) nie powinny wyniszczać się wzajemnie i operować wobec siebie wrogo na rynku. Stąd właśnie wspomniany na początku logiczny apel ministra aktywów państwowych.

Manipulacje wokół cen węgla

Krytycy apelu wicepremiera wskazali, że o ile w europejskich portach węgiel kosztuje obecnie około 8 zł za GJ energii to w Polsce cena wynosi około 12 zł za GJ, czyli jest o połowę wyższa. To jednak manipulacja. Dlaczego? Bo niższą cenę ARA w przeliczeniu na wartość energetyczną (w GJ) podano „w porcie”, czyli bez uwzględnienia dodatkowych kosztów, które importer musi nieodzownie ponieść, aby przeładować i przetransportować surowiec na odległość ok. tysiąca kilometrów (w przypadku dostaw rosyjskich – kilkudziesięciu-kilkuset w granicach Polski, ale również wielu tysięcy na obszarze Federacji Rosyjskiej). Po korekcie rzeczywista różnica nadal wprawdzie istnieje, ale jest dwukrotnie mniejsza (tzn. ok. 10 zł/GJ – 12 zł/GJ, różnica rzędu 2 zł/GJ). Podkreślmy – dopiero od połowy 2019 r., gdy wykresy cen węgli w imporcie i w kraju przecięły się na poziomie 11 zł/GJ i zaczęły podążać na niekorzyść rodzimego paliwa.

A jak było wcześniej, wtedy gdy ceny ARA nie dotykały minimum, lecz pięły się na wykresach? Spójrzmy na konkretne dane. W samym 2018 r. różnica między ceną węgla CIF ARA, przeliczoną do granicy kraju (skorygowaną o koszt dodatkowy transportu), a cenami węgla oferowanego w Polsce, wyniosła około 4 zł/GJ! Oczywiście na korzyść paliwa z krajowych kopalń. Nie do wiary? Bynajmniej. Prześledźmy całą minioną dekadę. Z porównania cen miałów energetycznych według miarodajnego polskiego indeksu PSCMI1 wynika jednoznacznie, że od 2010 r. cena węgla CIF ARA wraz z kosztami transportu i przeładunku, na granicy Polski, była zawsze wyższa od cen węgla sprzedawanego przez krajowe kopalnie do sektora energetyki zawodowej.

Sumarycznie w okresie od 2010 r. do końca 2019 r. ceny polskiego węgla dla energetyki były niższe o około 2 zł/GJ od cen, które producenci prądu musieliby zapłacić za węgiel importowany. Różnica zapewniała zysk kontrahentom kopalń, bezpieczeństwo energetyczne krajowi a tysiącom górników pracę dzięki wykorzystaniu polskiego węgla.

Jeśli sektor energetyczny korzystał na polskim węglu, to ile? Rozpatrzmy najsłabszy okres, w których ceny rynkowe ARA zanurkowały, zwierając nożyce i minimalizując różnicę między tanim węglem polskim i droższym z importu, czyli lata 2013-2017. Otóż w okresie niskich cen w portach ARA (z ok. 12 zł/GJ spadły do poniżej 10 zł/GJ, podobnie jak dzisiaj) korzyści dla sektora energetyki zawodowej w Polsce wyniosły łącznie 2,85 mld zł. W przypadku największej spółki PGG, której węgiel był tańszy niż średnio w kraju, korzyści te były jeszcze większe i sięgnęły 3,3 mld zł. Tyle w ciągu czterech lat zarobiły polskie elektrownie dzięki polskiemu węglowi.

W latach po 2017 r. oraz przed 2013 r. różnice cen były jeszcze korzystniejsze dla spółek energetycznych. Licząc od 2010 r. do dzisiaj łącznie cztery polskie grupy energetyczne zaoszczędziły na zakupach polskiego węgla kwotę szacowaną na 6,3 mld zł. Obecne straty na cenie zakupu krajowego surowca nie przekraczają kilkuset milionów złotych. Polski węgiel po raz pierwszy w dziesięcioleciu stał się droższy, ale fakty pozostają faktami: przez 70-85 proc. analizowanej dekady grupy energetyczne odnosiły korzyści finansowe z tytułu zakupów polskiego węgla. Statystycznie każda z głównych spółek, czyli PGE, Tauron, Enea i Energa, każdego miesiąca miała od kilkunastu do kilkudziesięciu milionów złotych oszczędności na dostawach polskiego węgla.

Dodatkową perspektywę do oceny opłacalności produkcji energii elektrycznej w oparciu o węgiel polski stwarzają także dane Urzędu Regulacji Energetyki (publikowane zwyczajowo w lipcu danego roku dla rynku w roku poprzednim). URE zestawia tzw. średnioważony koszt węgla, zużywanego przez jednostki wytwórcze centralnie dysponowane (JWCD) oraz średnią cenę wytworzonej przez te jednostki energii elektrycznej w danym roku.

Nie ma prostej korelacji

Najnowsze dostępne zestawienie za lata 2007-2018 potwierdza, że korelacja między cenami węgla a cenami energii nie jest wcale sztywna, a o koszcie energii decyduje znacznie większa liczba czynników. Porównanie wartości krańcowych dla zestawienia pokazuje np., że cena elektryczności podrożała między 2007 a 2018 r. o 46,84 proc., gdy tymczasem wzrost cen węgla do jej produkcji był niższy (różnica cen 2007-2018 wynosi 33,21 proc.). W 2012 r., kiedy cena energii była najwyższa i wynosiła 208,23 zł/MWh, udział w niej ceny węgla (96,84 zł/MWh) stanowił 46,50 proc. Druga z najwyższych rocznych cen energii wystąpiła w 2009 r. (200,53 zł/MWh), jednak wtedy koszt węgla wynosił tylko 42,78 proc. w cenie elektryczności. Udział ceny węgla w cenie energii zmalał w 2018 r. (ostatnim, za który dostępne są dane URE) do najniższego poziomu w całym okresie – 42,49 proc., mimo że cena energii sięgnęła 197,07 zł/MWh (czwarta najwyższa cena dla całego okresu). W latach 2014-2015 węgiel potaniał (z 86,55 do 85,80 zł/MWh), ale cena energii wzrosła (z 178,18 do 183,09 zł/MWh). Odwrotnie w latach 2016-2017: węgiel lekko podrożał (z 82,27 do 83,43 zł/MWh), natomiast cena energii spadła (z 181,11 do 178,06 zł/Mwh).[1]

W przyszłym roku – ceny w górę

Niewątpliwie 2020 r. będzie dla górnictwa i energetyki stracony. To oczywiste w związku z kryzysem po wybuchu pandemii. Poziomy cen węgla na rynkach są dzisiaj rekordowo niskie. Czy tak będzie już zawsze? Otóż nie, prognozy na 2021 r. pokazują wzrost cen węgla ARA do poziomów niemal równych cenom w zawartych kontraktach krajowych.

W raporcie opublikowanym pod koniec kwietnia tego roku analitycy DM BOŚ prognozują z kolei spadek cen węgla energetycznego w Polsce m.in. biorąc pod uwagę globalny spadek cen surowca. W ich ocenie obecny wysoki poziom zapasów węgla w Polsce raczej nie spadnie w najbliższych miesiącach, a niski poziom wód może powodować konieczność zamknięcia elektrowni, co również ujemnie wpłynie na polskie ceny węgla energetycznego. Prognoza zakłada 10-procentowy spadek indeksu PSCM1 od stycznia 2021 r.[2] Jednoczesny wzrost wskaźników ARA i spadek PSCM1 wróży zatem zrównoważenie się rynku w Polsce.

Przedstawione dane nasuwają wiele kwestii, najważniejsze z pytań dotyczy uczciwości prowadzenia biznesu: czy perspektywa doraźnych korzyści, gdy koniunktura zawodzi w bezprecedensowy sposób, upoważnia do zerwania, a nawet całkowitego zachwiania równowagi między kondycją polskich producentów paliwa i polskich wytwórców elektryczności? Na takiej solidarnej równowadze zbudowano przed kilku laty reformę górnictwa, ale także wizję polskiej polityki energetycznej w dłuższym terminie, z myślą o przyszłości, bezpieczeństwie energetycznym, stabilizacji, rozwoju i spokoju społecznym. To pytanie ma gorzki wydźwięk w kontekście niewywiązywania się przez energetykę zawodową z kontraktów zawartych z górnictwem (nieodbieranie zamówionego węgla z kopalń). Wartość węgla zalegającego na przykopalnianych zwałach wynosi już setki milionów złotych, obciążając producentów paliwa.

* * *

Instytut Staszica to niezależny think-tank, zajmujący się kwestiami społecznymi w kontekście zrównoważonego rozwoju. W gronie współpracowników IS znajdują się publicyści, wykładowcy akademiccy, eksperci. Prezesem Instytutu jest dr hab. Agnieszka Domańska.

www.instytutstaszica.org  

[1] https://www.ure.gov.pl/pl/energia-elektryczna/ceny-wskazniki/7854,Sredniowazony-koszt-wegla-zuzywanego-przez-jednostki-wytworcze-centralnie-dyspon.html

[2] http://biznes.pap.pl/en/news/recommendations/info/2902380,dm-bos-obnizyl-cene-docelowa-bogdanki-do-35-zl