Górnictwo i energetyka w Polsce - raport

Pixabay

W tzw. zagospodarowanych zasobach bilansowych Polski znajduje się jeszcze 21,1 mld ton węgla kamiennego, jednak złoża nadające się do opłacalnej eksploatacji są prawie sześciokrotnie mniejsze i zawierają obecnie nie więcej niż 3,6 mld ton. W dodatku po urobek trzeba zjeżdżać coraz głębiej – nawet do 1200-1300 m – co przekłada się na wysokie koszty wydobycia, wyraźnie przekraczające ceny rynkowe węgla. Stawia to pod znakiem zapytania perspektywy energetyki węglowej, która łącznie z elektrowniami na węgiel brunatny wytwarza ponad 80% energii elektrycznej produkowanej w Polsce. 

Mimo olbrzymiego wsparcia publicznego (66 mld zł w latach 2007-2015) górnictwo węgla kamiennego w Polsce generuje straty i nie ma szans na wyjście z finansowego dołka. Ponadto wysoki udział węgla w miksie energetycznym kraju koliduje z polityką klimatyczną UE i dążeniem Komisji Europejskiej do całkowitej dekarbonizacji unijnego sektora energii. Polska z wydobyciem wynoszącym w 2016 r. 70,4 mln ton jest dominującym w UE producentem węgla kamiennego z udziałem przekraczającym 80% rynku unijnego, ocenianego łącznie na ok. 87 mln ton. W polskich warunkach jednak wspomniane 70 mln ton oznacza spadek o 17% w stosunku do wydobycia w 2008 r. (84 mln ton) oraz dwukrotnie mniejszą produkcję węgla w porównaniu z rokiem 1990 (148 mln ton).

Jedną z głównych przyczyn przedstawionego stanu rzeczy jest wyczerpywanie się płycej położonych pokładów, w konsekwencji czego górnictwo musi schodzić mocno w dół. Ponadto z konieczności eksploatowane są złoża o gorszej charakterystyce geologicznej (np. nieregularne), z których urobek jest mniejszy, a koszty wydobycia większe. Do tego trzeba dodać występujące w śląskich kopalniach wysokie zagrożenie metanowe. Wszystko to powoduje, że utrzymanie kosztów produkcji na konkurencyjnym poziomie nie jest sprawą łatwą, zwłaszcza przy wciąż niskiej wydajności pracy, której od lat nie udaje się znacząco poprawić. Oczywiście widać w tym zakresie pewien postęp – w 2016 r. statystyczny górnik wydobył 827 t urobku w ciągu roku, a więc o 12% więcej niż w 2014 r. (706 t) i o blisko 1/4 więcej niż 2010 r. (671 t). W sumie jednak nadal wydajność pracy w polskich kopalniach jest trzykrotnie niższa w porównaniu z górnictwem zachodnioeuropejskim.

Koszty rosną, ceny maleją
Dramatyzm sytuacji polskiej branży górnictwa węglowego uwypuklają sprzeczne tendencje w zakresie kosztów wydobycia węgla i ceny jego zbytu. Przeciętny koszt wyprodukowania tony węgla zmniejszył się z 303 zł w 2013 r. do 259 zł w 2016 r. (tj. o niemal 15%), a jednocześnie w tym czasie średnia cena sprzedaży tony węgla kamiennego obniżyła się o ponad 21% – z 295 zł w 2013 r. do 233 zł w ubiegłym roku.

Nic więc dziwnego, że górnictwo węgla kamiennego stale generuje straty, z tym że akurat w 2016 r. okazały się one mniejsze niż rok wcześniej. Do każdej wydobytej w 2015 r. tony węgla trzeba było dopłacić przeciętnie 63,9 zł, a w pierwszej połowie 2016 r. już tylko 4,5 zł. Nie zmienia to jednak faktu, że wszystkie trzy największe spółki górnicze nie są zdolne do prowadzenia rentownej działalności wydobywczej i nie przygotowały się na spadek cen i popytu na węgiel. Takie wnioski płyną z przeprowadzonej w ubiegłym roku przez NIK kontroli funkcjonowania górnictwa węgla kamiennego w latach 2007-2015 na tle założeń rządowego programu restrukturyzacji branży. W rezultacie górnictwo węgla kamiennego wymaga ciągłego wsparcia publicznego, które tylko w okresie objętym kontrolą NIK wyniosło w sumie 66 mld zł, z czego 58 mld zł stanowiło pokrycie niedoboru środków na wypłaty emerytur i rent górniczych.

Potrzeba mniej węgla
W minionych kilku latach polski rynek węgla kamiennego dość poważnie się zmienił, wobec czego zmniejszyło się zapotrzebowanie na węgiel krajowy. Wyniknęło to m.in. ze spadku zamówień ze strony energetyki zawodowej na skutek wycofywania z eksploatacji najstarszych bloków wytwórczych o wysokim zużyciu węgla na jednostkę wyprodukowanej energii, preferowania węgla brunatnego oraz rozwoju energetyki bazującej na źródłach odnawialnych.

Kolejna przyczyna zmian to malejące zainteresowanie węglem krajowym ze strony ciepłowni i elektrowni przemysłowych wynikające z postępującej termomodernizacji budynków i hal fabrycznych, a także rosnących wymagań w zakresie ochrony atmosfery (potrzeba stosowania kosztownych systemów odpylania i odsiarczania). W tej sytuacji mniejszym zainteresowaniem cieszy się węgiel dostarczany przez polskie kopalnie – o niskiej wartości opałowej i relatywnie mocno zasiarczony.

Wzrasta również popyt ze strony odbiorców komunalnych i indywidualnych na tzw. węgiel gruby i ekologiczny (ekogroszek, ekomiał) – obecnie szacowany jest na 11-12,5 mln ton w skali roku. Ilości nie takiej jest w stanie dostarczyć polskie górnictwo, nie mówiąc już o sprostaniu konkurencji cenowej wobec dobrego jakościowo węgla importowanego z Rosji. Z kolei koksownie potrzebują węgla koksującego typu hard, którego produkcja w Polsce systematycznie maleje. Otwiera to pole dla węgla sprowadzanego z Czech i spoza Europy.

Jak wygrać z konkurencją
W obecnych warunkach rynkowych krajowe kopalnie, zwłaszcza położone na Śląsku, mają bardzo duże trudności ze sprostaniem konkurencji zagranicznej. Przyczyniły się do tego zwiększone zdolności do importu węgla w następstwie modernizacji terminali morskich w Gdańsku i Świnoujściu (obecnie mogą one przyjąć 30 mln ton węgla rocznie) oraz lądowych stacji przeładunkowych we wschodniej i północno-wschodniej Polsce.

Ponadto wyraźnie widać, że podaż krajowego węgla nie odpowiada oczekiwaniom rynku. Kopalnie nie są zaś w stanie w pełni pokryć zapotrzebowania krajowego na wysokiej jakości węgiel energetyczny, koksujący i ekologiczny. Systematycznie rosną też koszty wydobycia węgla krajowego, w konsekwencji czego do Polski napływa tańszy węgiel z importu (8-9 mln ton w latach 2015-2016) – ok. 10% tańszy od węgla polskiego, w dodatku lepszej jakości.

Wszystko to powoduje, że polskie górnictwo traci pozycję rynkową, czego wymownym symbolem były zapasy niesprzedanego węgla zalegające przykopalniane zwały. Choć po 9 miesiącach 2016 r. znajdowało się tam 2,7 mln ton węgla, a więc znacznie mniej niż w 2015 r. (5,2 mln t), to jednak zmiana była możliwa wyłącznie dzięki zaoferowaniu węgla po drastycznie niskiej cenie.

Złą passę kopalni węgla kamiennego ma przerwać realizacja przyjętego na początku 2015 r. rządowego programu restrukturyzacji branży. Jego kluczowy element stanowi utworzenie firmy pod nazwą Polska Grupa Górnicza (PGG), która ma skupić kopalnie z szansami na rentowność. Budowa trzonu PGG zakończyła się w kwietniu 2017 r. wraz z włączeniem do grupy Katowickiego Holdingu Węglowego S.A. Przewiduje się, że w całym przedsięwzięciu uczestniczyć będzie inwestor zewnętrzny (Węglokoks S.A.), a podmioty sektora energetycznego będą mogły objąć udziały w nowo powstałej spółce. Poza PGG pozostają Jastrzębska Spółka Węglowa S.A. i lubelska Bogdanka, które realizują odrębne programy restrukturyzacyjne.

Węglowe opcje
Dwa fakty nie ulegają wątpliwości: KE, a także wiele państw członkowskich UE traktuje węgiel jako brudne paliwo, którego należy się pozbyć najpóźniej do 2050 r., z kolei Polska gospodarka, szczególnie energetyka, nie jest w stanie w krótkim czasie zrezygnować z węgla czy nawet istotnie ograniczyć jego rolę w miksie energetycznym kraju. Jednocześnie coraz wyraźniej widać, że utrzymanie dotychczasowej zależności od węgla w dłuższej perspektywie nie jest możliwe z uwagi na wyczerpywanie się dostępnych złóż węgla, a także zaostrzający się konflikt z polityką klimatyczną UE. W tej sytuacji w grę wchodzą trzy opcje.

Po pierwsze, należałoby zmodernizować najstarsze bloki węglowe o bardzo niskiej sprawności energetycznej (34-37%), za to wysokiej emisyjności zanieczyszczeń (CO2, SO2, NOx, pyły), z jednoczesnym wstrzymaniem się z dużymi inwestycjami w nowe moce bazujące na węglu. W efekcie za cenę ok. 10-12 mld zł udałoby się ograniczyć wyrzut gazów cieplarnianych i pyłów do atmosfery i w ten sposób przedłużyć okres użytkowania technologii węglowych nawet o kilkanaście lat. Dałoby to czas na wyznaczenie docelowej ścieżki rozwoju energetyki z uwzględnieniem nowych, bardziej przyjaznych dla środowiska naturalnego rozwiązań w zakresie produkcji energii, w tym tzw. czystych technologii węglowych. Inną sprawą jest, że firmy energetyczne nie byłyby w stanie samodzielnie sfinansować takich inwestycji i zapewne wystąpiłyby o wsparcie publiczne, na co z kolei musiałaby się zgodzić Bruksela.

Po drugie, można by odejść od węgla na rzecz rozwoju istniejących już technologii niezwiązanych z węglem (energia atomowa, gaz ziemny, elektrownie wiatrowe i inne odnawialne źródła energii). Każde z alternatywnych rozwiązań ma jednak swoje plusy i minusy. Na przykład energia jądrowa nie zagraża środowisku (o ile nie dojdzie do awarii i przedostania się radioaktywnych substancji do atmosfery, wody czy ziemi), a jednostkowa cena wytwarzanego prądu jest niska, jednak budowa takiej elektrowni to olbrzymi wydatek rzędu dziesiątek mld zł, długi okres zamrożenia kapitału i konieczność kupienia niemal całej technologii za granicą. Z kolei największym mankamentem farm wiatrowych i ogniw fotowoltaicznych jest uzależnienie od warunków pogodowych, co zmusza do utrzymywania rezerwowych mocy wytwórczych na gaz lub węgiel.

Trzecie rozwiązanie to pozostanie przy węglu jako podstawowym źródle energii. Taki scenariusz oznacza jednak narastający konflikt z KE w obszarze polityki klimatycznej na tle dążenia do radykalnego obniżenia emisji zanieczyszczeń, w czym zdaniem Brukseli pomóc ma zwłaszcza dekarbonizacja sektora energii. Ponadto koszty produkcji energii z węgla w nieodległej przyszłości znacząco wzrosną, w miarę jak drożeć będą uprawnienia do emisji CO2 do atmosfery.

Bezpieczeństwo energetyczne
Węgiel był przez długi czas uznawany w Polsce za podstawę krajowej energetyki, obecnie jednak coraz częściej jest to podważane, nie tylko przez ekologów. Aby dało się takie podejście utrzymać, musi wystąpić łącznie kilka sprzyjających okoliczności.

Przede wszystkim Polska musi dysponować w perspektywie 30 lat wystarczającymi zasobami węgla kamiennego, które można będzie wydobyć w sposób opłacalny oraz bezpieczny dla ludzi i środowiska. Z tym jednak może być kłopot, gdyż według niektórych ocen już w 2020 r. polskie kopalnie – wskutek wyczerpywania się dostępnych zasobów węgla i trudności z uruchomieniem eksploatacji nowych pokładów wydobywczych – będą dostarczały znacznie mniej tego surowca niż dzisiaj. Może zatem dojść do sytuacji, w której bloki na węgiel kamienny wciąż będą stanowiły trzon mocy wytwórczych energetyki, ale do produkcji energii wykorzystywany będzie głównie węgiel sprowadzany z zagranicy.

Ponadto, aby polska energetyka mogła nadal opierać się na krajowych zasobach węgla kamiennego, niezbędne jest przezwyciężenie strukturalnej zapaści, w jakiej znalazła się większość kopalni. Będzie to wymagało likwidacji nadmiernych mocy produkcyjnych i dostosowania branży (także w obszarze zatrudnienia) do faktycznych potrzeb rynku krajowego i zdolności eksportowych. Radykalnej poprawie ulec musi wydajność pracy w górnictwie, co jest uwarunkowane zrealizowaniem odpowiednio dużych inwestycji odtwarzających i modernizujących techniczne uzbrojenie pracy, obecnie na ogół przestarzałe i mocno zdekapitalizowane. A to oznacza konieczność znalezienia inwestorów skłonnych do poniesienia ryzyka ekonomicznego. Nieodłącznym elementem działań restrukturyzacyjnych powinno być też wygaszanie trwale nierentownych kopalni, czego zresztą oczekuje KE w perspektywie 2018 r.

Przyspieszenia wymagają również działania na rzecz modernizacji energetyki węglowej, którą cechują niska sprawność, podatność na awarie i wysoka emisyjność zanieczyszczeń. Niemal połowa bloków węglowych liczy co najmniej 30 lat i wiele z nich w stosunkowo krótkim czasie trzeba będzie wyłączyć z uwagi na dekapitalizację i problemy ze spełnieniem norm środowiskowych. Muszą więc zostać zastąpione przez bloki o wyższej sprawności energetycznej (48-49%), wyposażone w bardziej skuteczne instalacje oczyszczające spaliny. Jest to istotne także ze względu na możliwy w niedalekiej przyszłości wzrost ceny uprawnień do emisji CO2, które dzisiaj są tanie (kilka euro za tonę), ale po 2020 r. mogą kosztować 30 euro i więcej.

Nie można zapominać, że wszelkie inwestycje wymagają pokrycia finansowego, a są to przedsięwzięcia bardzo kapitałochłonne – według wyliczeń Urzędu Regulacji Energetyki średni koszt budowy 1 MW w bloku węglowym wynosi w Polsce ok. 6,6 mln zł. Jednym z pomysłów, które mają zapewnić dopływ do energetyki kilku mld zł rocznie, jest nałożenie na gospodarstwa domowe „abonamentu węglowego” doliczanego do rachunku za prąd. Nastąpić to ma w ramach budowy tzw. rynku mocy polegającego na tym, że firmy energetyczne będą dostawać pieniądze nie tylko za sprzedaną energię, ale także za gotowość do jej produkcji w określonym czasie.

W sumie więc zachowanie wysokiego udziału węgla kamiennego w miksie energetycznym – jeżeli proces rewitalizacji górnictwa i modernizacji energetyki węglowej zakończy się niepowodzeniem lub połowicznym tylko sukcesem – może przyczynić się do osłabienia bezpieczeństwa energetycznego kraju we wszystkich jego wymiarach, tj.: bezpieczeństwa dostaw, bezpieczeństwa ekonomicznego oraz bezpieczeństwa ekologicznego. Aby ograniczyć te zagrożenia, powinno się inwestować zarówno w energetykę opartą na węglu, dającą stabilne dostawy energii, jak i w możliwie szybki rozwój źródeł odnawialnych, z uwzględnieniem energetyki rozproszonej (prosumenckiej). Scenariusz różnicowania polskiego miksu energetycznego i zmniejszania zależności od węgla powinien oczywiście przebiegać w sposób kosztowo efektywny i zrównoważony technologicznie. Wszystko to pozwoli zapewnić wystarczający poziom bezpieczeństwa energetycznego kraju i coraz lepsze odnajdywanie się Polski w unijnej polityce klimatycznej.

--------------

Emilia Siwiec, specjalista ds. handlowych – Katalizatory Chemiczne i Adsorbenty w firmie BASF
Węgiel jako główny nośnik energii w polskim miksie energetycznym ciągle jest brany pod uwagę przy kolejnych inwestycjach. Raz po raz w mediach pojawiają się informacje na temat budowy nowych bloków energetycznych czy poszukiwania sposobów na dodatkowe wykorzystanie węgla, np. w przemyśle chemicznym. Aby sprostać wymaganiom polityki klimatycznej UE, należałoby zastanowić się, w jaki sposób jeszcze bardziej obniżać emisję szkodliwych zanieczyszczeń i gazów kwaśnych do atmosfery. Na rynku dostępny jest szereg rozwiązań stosowanych w celu usuwania z gazów spalinowych związków siarki czy azotu, natomiast niewiele jeszcze mówi się o zmniejszaniu emisji samego CO2. Kilka lat temu remedium na nadmiar dwutlenku węgla emitowanego do atmosfery miały być technologie CCS (Carbon Capture and Storage), obecnie natomiast ucieka się od tego pomysłu na rzecz technologii CCU (Carbon Capture and Utilization), tj. wykorzystania CO2 jako surowca chemicznego. Poszukiwane są efektywne metody syntez z użyciem właśnie dwutlenku węgla, np. przy produkcji metanolu, kwasu mrówkowego czy DME. Dwutlenek węgla można też wykorzystać szerzej, np. do produkcji gazu syntezowego (w procesie reformingu) czy produkcji metanu. Węgiel stanowi więc perspektywiczne paliwo nawet przy obecnych tendencjach rynkowych.

Marcin Lewenstein, innovation officer w firmie InnoEnergy Poland Plus
W 2015 r. w Polsce udział węgla kamiennego i brunatnego w produkcji energii elektrycznej wyniósł nieco ponad 83%. To spadek o ok. 3 pkt procentowe w stosunku do roku 2010. Wydaje się więc, że mamy do czynienia z pewnym trendem spadkowym, który wzmacniany jest przez europejskie i światowe wysiłki zmierzające do dekarbonizacji gospodarki, poziom wyeksploatowania starych węglowych jednostek wytwórczych oraz wyczerpywanie się udostępnionych już krajowych złóż węgla. Jednak perspektywy tego paliwa w polskim miksie energetycznym w znacznie większej mierze wyznaczają decyzje polityczne i stanowisko władz w odniesieniu do uzależnienia Polski od importu surowców energetycznych i energii. Podjęte w minionych latach decyzje inwestycyjne dotyczące budowy bloków w Bełchatowie, Kozienicach, Opolu czy Jaworznie oraz plan rewitalizacji bloków 200 MWe każą oczekiwać, że spadek udziału węgla w krajowym miksie energetycznym w nadchodzących latach ulegnie spowolnieniu. Natomiast w średnim horyzoncie czasowym niska aktywność innowacyjna w sferze rozwiązań dotyczących energetyki węglowej i CCS na świecie oraz poprawa ekonomiki innych typów źródeł sprawi, że także w Polsce wytwórcy energii skupią się na optymalizacji pracy i efektywnym wykorzystaniu istniejących aktywów, a nie dalszej znaczącej rozbudowie mocy opartych na węglu.

Magdalena Drac-Tatoń, prezes zarządu firmy Megmar
Krajowe zasoby węgla przynoszą polskiej gospodarce ogromne korzyści, związane przede wszystkim z bezpieczeństwem i niezależnością energetyczną. To także paliwo dla polskiego przemysłu, zatem błędem byłaby rezygnacja z rodzimego surowca jako podstawy miksu energetycznego. Aby sprostać wyzwaniom związanym ze stabilnością dostaw energii i polityką klimatyczną, branża energetyczna musi sięgnąć po nowoczesne technologie. Innowacje w tym obszarze to nie tylko tzw. czysty węgiel czy magazynowanie energii, ale też metody zwiększające wydajność, możliwe do osiągnięcia np. dzięki chemii specjalistycznej. Firma Megmar przygotowała rozwiązania już dzisiaj stosowane w elektrowniach konwencjonalnych, pozwalające m.in. na zmniejszenie emisji SO2 i NOX. Nowatorskie produkty chemiczne w energetyce przyczyniają się do optymalizacji wskaźników emisji substancji szkodliwych lub niebezpiecznych. Odpowiedni dobór mieszanin do instalacji umożliwia m.in. poprawę sprawności odsiarczania spalin i zmniejszenie emisji. A wyższa wydajność urządzeń pozwala na skrócenie czasochłonnych przestojów. Testy takiej technologii, opracowanej przez Megmar, z powodzeniem zakończono już m.in. w Elektrowni Bełchatów.

Tagi artykułu

Zobacz również

Chcesz otrzymać nasze czasopismo?

Zamów prenumeratę