Polskie elektrownie, elektrociepłownie i ciepłownie, które tworzą tzw. energetykę zawodową zużywają ok. 60 proc. węgla kamiennego. Zakup węgla kamiennego stanowi ok. 40 proc. kosztów tego sektora, a jego optymalna jakość i cena przekłada się na cenę energii elektrycznej oraz na konkurencyjność polskiej gospodarki.
NIK przeanalizował politykę wytwórców energii w zakresie zaopatrzenia w węgiel kamienny w latach 2017-2018, z punktu widzenia jej ekonomicznego uzasadnienia oraz wpływu na poziom cen energii elektrycznej. Kontrolą objęto producentów energii elektrycznej należących do pięciu głównych grup energetycznych (PGE, ENEA, Tauron, ENERGA i PGNiG Termika), w tym siedem ich elektrowni, wytwarzających około połowy krajowej produkcji energii elektrycznej z węgla kamiennego.
Co wynika z kontroli? W latach 2017-2018 polskie elektrownie kupowały węgiel od krajowych producentów taniej niż kosztowałoby jego sprowadzenie z zagranicy. Rok później węgiel importowany stał się tańszy od krajowego, ale powiązania kapitałowe górnictwa i energetyki utrudniają decyzje o imporcie.
Dopóki więc ceny węgla na rynkach zagranicznych nie zaczęły spadać, współpraca energetyki i kopalń była korzystna dla obu stron.
Izba postuluje, by resort aktywów państwowych przeanalizował, jaki jest najbardziej optymalny i ekonomiczny model zaopatrywania krajowych elektrowni w węgiel oraz czy zasadne jest dalsze powiązanie kapitałowe energetyki i górnictwa.
W 2017 r. z kopalń PGG, Tauronu Wydobycie i Bogdanki pochodziło 86 proc. dostarczanego do energetyki węgla, rok później 77 proc. Dostawy odbywały się na podstawie bezpośrednich umów między producentami a energetyką. W efekcie – jak wynika z analizy NIK – elektrownie kupowały węgiel taniej niż mogłyby to zrobić od innych dostawców, oraz taniej niż kosztowałby import.
Sprowadzaniem węgla z zagranicy posiłkowano się w niewielkim zakresie (3 proc. dostaw), gdy surowca brakowało lub potrzebny był węgiel określonej jakości.
"W kontrolowanych latach 2017-2018 ceny krajowego węgla energetycznego były znacząco niższe od węgla importowanego. Sytuacja ta zmieniła się w 2019 r., w którym na rynku międzynarodowym wystąpiły wysokie spadki cen węgla" – czytamy w raporcie NIK.
Sprawiło to, że około pierwszego kwartału 2019 r. ceny te zrównały się, a od drugiego do czwartego kwartału 2019 r. ceny węgla z importu utrzymywały się na poziomie niższym o ok. 20-40 proc. od cen węgla krajowego. Obniżenie cen węgla z importu utrwaliło trendy spadku produkcji i sprzedaży węgla z polskich kopalń.
Powiązania kapitałowe utrudniają szybką reakcję na zmianę cen
W ocenie NIK, o ile w okresie, kiedy węgiel krajowy był tańszy od importowanego, zaopatrzenie elektrowni w surowiec z polskich kopalń zapewniało racjonalny poziom kosztów i ciągłość produkcji energii, o tyle w zmienionej sytuacji energetyka stanęła przed dylematem, czy kupować tańszy węgiel za granicą, czy wspierać należące do niej krajowe spółki.
- Powiązania kapitałowe pomiędzy energetyką a górnictwem, po dużych spadkach cen węgla na rynku międzynarodowym, utrudniają (…) obecnie producentom energii decyzje o zakupie tańszego węgla z importu – wskazała Izba.
"Dzieje się tak ponieważ zakup taniego importowanego węgla z jednej strony może obniżyć koszty ich funkcjonowania, a z drugiej negatywnie wpływa na perspektywy zwrotu środków zainwestowanych wcześniej przez energetykę w krajowy sektor węglowy” – wskazuje Izba.
Z raportu NIK wynika, że choć w latach 2017-2018 kupowany przez energetykę krajowy węgiel był tańszy od importowanego, to jednak jego ceny również rosły – w ciągu trzech lat 2016-18 średnio o 23 proc.
Natomiast aż o 65 proc. wzrosły w tym czasie opłaty za emisję CO2, co było następstwem rosnących cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla. W efekcie kondycja większości producentów energii zaczęła się pogarszać – konieczne były odpisy aktualizacyjne wartości aktywów trwałych spółek energetycznych, co pogorszyło ich wyniki finansowe.
