Zapasy węgla w elektrowniach i ciepłowniach na krytycznym poziomie

Tak szybkiego spadku zapasów węgla w Polsce, z jakim mamy do czynienia obecnie, nie było od pięciu lat (pomijając oczywiście ubiegłoroczny lockdown).

Zapasy przy elektrowniach i elektrociepłowniach zawodowych już w lipcu spadły poniżej 6 mln ton i do dzisiaj nie podniosły się powyżej tej wartości, choć zima. Ostatni raz z tak niskimi zapasami mieliśmy do czynienia na początku 2018 roku.

Jednak nawet węgiel, który został już wydobyty, nie jest w stanie trafić na place przy elektrowniach, elektrociepłowniach i ciepłowniach, bo od miesięcy kolejarzom brakuje węglarek, które mogłyby obsłużyć wzmożony ruch. Już ponad 1 mln ton węgla kupionego przez elektrownie czeka na zwałach przy kopalniach na transport.

To 3-4 razy więcej niż zwykle. Sytuacja jest na tyle zła, że kontrolowane przez Skarb Państwa PKP Cargo skieruje aż 1,5 tys. wagonów, wykorzystywanych obecnie do wożenia kruszywa, do transportu węgla.

W rezultacie od października braki obowiązkowych zapasów węgla zgłosiły Urzędowi Regulacji Energetyki już 23 firmy. To dwa razy więcej niż na początku listopada.

Wśród jednostek zgłaszających do Urzędu Regulacji Energetyki, że nie miały lub wciąż nie mają wymaganych zapasów węgla na 30 dni są m.in. Elektrownia Opole, Dolna Odra, Rybnik (PGE). Po raz pierwszy pojawiła się tam też Elektrownia Kozienice (Enea). Braki zgłasza też przynajmniej część elektrociepłowni należących do PGE. Wszystkim grożą kary nakładane przez URE.

Narzekają też ciepłownicy - na liście jednostek zgłaszających braki ustawowych zapasów najwięcej jest małych ciepłowni. Teoretycznie im najłatwiej uzupełnić braki surowcem z Rosji, ale importowanego węgla też brakuje.

Opisywaliśmy już list, jaki do ministra aktywów państwowych wysłał prezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie, Jacek Szymczak.

„W ostatnich dniach dochodzą do nas niepokojące informacje na temat pogarszających się warunków realizacji umów związanych z dostarczaniem węgla dla źródeł ciepła systemowego. Problem dotyczy zarówno sposobu do realizacji kontraktów na dostawy węgla energetycznego przez Polską Grupę Górniczą SA, jak również problemów z wywiązywania się z zawartych umów na transport węgla z PKP Cargo SA. Członkowie naszej Izby zwracają nam uwagę między innymi na:

W przypadku PGG SA:

- przypadki redukowania, zawartych w umowach i obowiązujących harmonogramach dostaw, wielkości zamówień na węgiel;

- jednostronnego „korygowania” harmonogramów dostaw przez ich odwoływanie lub przesuwanie w czasie;

- oferowanie uzupełniania zredukowanych ilości wynikających z umowy dostawami z cenami „komercyjnymi”;

Problemy z węglem to m.in. pokłosie pandemii – w trakcie lockdownu zapotrzebowanie na prąd spadło i pojawiły się olbrzymie zwały zwęgla. Polska Grupa Górnicza borykała się z olbrzymimi problemami finansowymi i wstrzymała inwestycje. W rezultacie kiedy popyt na prąd wzrósł, górnicy nie są w stanie wyfedrować tyle węgla ile chciałaby energetyka. Kontrahentom dostarczają więc tylko minimalną ilość węgla określoną w kontraktach z nimi.

Rozliczenia zaniżają ceny prądu w Polsce i wzmacniają eksport

Z kolei energetycy potrzebują znacznie więcej paliwa niż zwykle. Zużycie węgla w elektrowniach i elektrociepłowniach jest już o 18 proc. wyższe niż w analogicznym okresie ubiegłego roku i o 2 proc. wyższe niż w tym samym czasie w 2019 roku. To oznacza wzrost zapotrzebowania rok do roku o prawie 4,5 mln ton, a więc poziom wydobycia dwóch średniej wielkości kopalń.

Poza wzrostem krajowego zapotrzebowania na prąd, powodem skokowego wzrostu produkcji w elektrowniach węglowych jest eksport. W całej Europie ceny prądu wzrosły znacznie bardziej niż w Polsce.

Na Zachodzie energetycy liczą bowiem koszty produkcji energii z węgla i gazu po rynkowych cenach tych paliw. Z kolei w Polsce rynkowe ceny prądu odzwierciedlają tylko aktualne ceny CO2, ale już nie aktualne ceny węgla.

Jak tłumaczy nam przedstawiciel jednego z koncernów energetycznych, to efekt sposobu zarządzania polskim rynkiem energii.

Elektrownie nie mogą oferować produkcji po pełnych kosztach liczonych według aktualnych cen rynkowych. Bo jeżeli nie sprzedadzą swojej produkcji, to operator systemu elektroenergetycznego (Polskie Sieci Elektroenergetyczne) może wymusić na nich produkcję, a wówczas zwróci im jedynie ceny węgla wynikające z kosztów jego zakupu w kontraktach długoterminowych, a nie po cenach bieżących.

Dlatego energetycy trzymają swoje oferty produkcji na niższych poziomie niż u naszych sąsiadów, a nasi sąsiedzi korzystają z tego, importując od nas znaczne ilości energii - głównie z elektrowni węglowych.

Rynek węgla działa jak za PRL

Na to nakłada się absurdalny, sztywny model rynku węgla – energetyka zawiera z PGG roczne lub dłuższe umowy ze stałą ceną. W rezultacie kiedy cena na świecie rośnie, bardziej opłaca się sprzedać surowiec za granicą. Energetyka nie może kupić więcej surowca - musiałaby zapłacić więcej niż stoi w umowach, bo górnicy oficjalnie tłumaczą, że więcej węgla nie ma. Ale eksport rośnie.

Na dobrą sprawę polscy energetycy mogliby kupić węgiel przeznaczony na eksport, ale musieliby skorzystać z pośrednika. Tak mści się brak normalnej platformy obrotu węglem, na której można by kupić surowiec po rynkowych cenach.

Skostniałe kary za brak zapasów obowiązkowych

Anachroniczny jest też system kar za niedotrzymanie zapasów węgla. "Wytwarzanie z węgla kamiennego jest mało rentowne lub nierentowne, więc żaden rozsądny menedżer nie będzie zamrażał gotówki w postaci zapasów węgla "dla dobra narodu" w mało perspektywicznym segmencie swojej działalności gospodarczej "– tłumaczy doświadczony menedżer z branży.

Trzeba by zmienić regulacje, tak aby zachęcać finansowo do utrzymywania zapasów. "Za niedotrzymanie obowiązku utrzymywania zapasu np. na 60 dni powinna grozić niska kara, na 45 dni już nieco wyższa, a za 30 dni duża kara - przy czym kara byłaby naliczana bezwzględnie, poza przypadkami gdy naruszenie danego progu odbywałoby się na skutek centralnego dysponowania blokami przez PSE lub np. indywidualnej zgody URE. Generalnie dałoby się coś wykombinować, ale nikt się tym nie zajmuje" – wzrusza ramionami nasz rozmówca.

Agencja rezerw kupuje na górce, sprzedaje w dołku

Braki węgla w elektrowniach powoli stają się już powodem obaw rządu, ale najwyraźniej nie Rządowej Agencji Rezerw Strategicznych. Jeszcze jako Agencja Rezerw Materiałowych kupowała ona węgiel od PGG, gdy Polska Grupa Górnicza stała na skraju niewypłacalności, a zwały węgla sięgały nieba. Operacja była tłumaczona jednak kwestią bezpieczeństwa energetycznego.

Jednak agencja rezerw strategicznych sprzedała węgiel ponownie do PGG gdy tylko... zaczęło go brakować do produkcji energii. Znowu uratowała tym sytuację PGG, która mogła dostarczyć brakujący surowiec do energetyki, zapewne dodatkowo jeszcze na nim zarabiając.

Jednak w efekcie dziś rezerwy strategiczne węgla, które powinny być tworzone właśnie na taką sytuację, z jaką mamy w Polsce do czynienia od kilku miesięcy, już praktycznie nie istnieją.

"Dostępność węgla wzrosła i dlatego zapadła decyzja o likwidacji tej rezerwy" - przekonywał w rozmowie z Pulsem Biznesu Michał Kuczmierowski, prezes Rządowej Agencji Rezerw Strategicznych tydzień po tym, jak w Niemczech, z powodu braku węgla, stanęła pierwsza elektrownia, ceny surowca na globalnym rynku biły rekordy, a zapasy w Polsce zaczęły się już mocno kurczyć.

Już w październiku 2021 Centralny Magazyn Węgla w Wielkopolsce zaczął być opróżniany, choć problemy z dostawami węgla do elektrowni w Polsce i Europie właśnie się rozpoczynały. Tekst ukazał się najpierw na portalu wysokienapiecie.pl