KOMENTARZ
Janusz Steinhoff
Przewodniczący Rady Krajowej Izby Gospodarczej, b. minister gospodarki RP
W grupie krajów najbardziej doświadczonych konsekwencjami Pakietu Energetyczno-Klimatycznego na poczesnym miejscu znalazła się Polska. Przesądza o tym struktura zużycia nośników energii, dominacja w elektroenergetyce i ciepłownictwie paliw stałych (węgiel kamienny i brunatny) oraz stopień dekapitalizacji podsektora wytwarzania energii elektrycznej. Wyzwaniem są również konieczne inwestycje w przesyle i dystrybucji energii elektrycznej.
Istotny wpływ na realizowaną politykę energetyczną państwa będą – co oczywiste – miały ustalenia ostatniego szczytu europejskiego dotyczącego tzw. pakietu klimatyczno-energetycznego (PKE). Zwiększenie poziomu redukcji emisji CO2 do 30 proc., udział OZE wynoszący 27 proc. i o 27 proc. ograniczona energochłonność to wyzwania dla wszystkich krajów członkowskich. Jednak skala problemów do rozwiązania i konieczność ich sfinansowania obciąży kraje UE nierównomiernie. I to pomimo przyjętych mechanizmów osłonowych. W grupie krajów najbardziej doświadczonych konsekwencjami PKE na poczesnym miejscu znalazła się Polska. Przesądza o tym struktura zużycia nośników energii, dominacja w elektroenergetyce i ciepłownictwie paliw stałych (węgiel kamienny i brunatny) oraz stopień dekapitalizacji podsektora wytwarzania energii elektrycznej. Wyzwaniem są również konieczne inwestycje w przesyle i dystrybucji energii elektrycznej. Większość naszych elektrowni to instalacje ponad 30-letnie, o sprawności o 8-10 proc. niższej od nowoczesnych, pracujących na parametrach nadkrytycznych bloków, takich jakie w ostatnich latach zainstalowano w Bełchatowie, Pątnowie czy Łagiszy. A przecież trzeba mieć świadomość, iż przy zachowaniu dominującego udziału paliw stałych w naszej elektroenergetyce jedynym racjonalnym, osadzonym w ekonomicznych realiach sposobem redukcji emisji CO2 jest zwiększanie sprawności urządzeń wytwórczych. Szacuje się, że zmniejszenie emisji CO2 nowoczesnych blokach o ok. 20 proc. przy obecnych cenach praw do emisji może obniżyć koszty wytwarzania o ok. 40 zł/MWh. Plany inwestycyjne naszych największych spółek energetycznych PGE, Tauronu, Enei i gdańskiej Energii w horyzoncie do 2020r. są imponujące. Ich sumaryczny koszt to ok. 130 mld zł. Obejmują one budowę nowych bloków węglowych: Kozienice, Opole, Jaworzno, Turów, parowo-gazowych w Stalowej Woli, Włocławku, Łagiszy. Planuje się też duże nakłady na budowę farm wiatrowych, realizację projektów kogeneracyjnych oraz rozbudowę i modernizację sieci dystrybucyjnych. Wspomnieć należy o planowanej budowie elektrowni jądrowej. Jest to jednak projekt wyjątkowo kosztowny (1MW=4 mln euro) i jego realizacja będzie możliwa przy istotnym wsparciu przez państwo.
Problemy z finalizowaniem inwestycji w podsektorze wytwarzania występują nie tylko w naszym kraju (przykład nowych bloków w Opolu), ale również w większości krajów UE a to z kolei sugeruje konieczność wypracowania przez Komisję Europejską jednolitych zasad wspierania tych inwestycji. Pojawiły się już koncepcje wprowadzenia tzw. mechanizmów rynku mocy czy też kontraktów różnicowych. Szybkie przyjęcie tych regulacji wpisywałoby się znacząco w budowę europejskiego, konkurencyjnego wspólnego rynku energii elektrycznej i w istotnej mierze miałoby wpływ na poziom bezpieczeństwa energetycznego.
Polska na tle innych krajów UE jest krajem o stosunkowo dużym poziomie samowystarczalności energetycznej. Prognozowany na rok 2020 wskaźnik ok. 60 proc. należy uznać za racjonalny – biorąc pod uwagę prognozę zwiększonego zużycia ropy naftowej i gazu ziemnego. Przypomnieć należy, iż w latach 1975-2006 wskaźnik ten obniżył się z 113 proc. do 80 proc.. Co oczywiste, należy podjąć wszelkie działania, aby utrzymać racjonalny dla naszego kraju poziom samowystarczalności energetycznej. A ten w istotnej mierze jest uzależniony od inwestycji w nowe kopalnie węgla brunatnego oraz funkcjonowanie górnictwa węgla kamiennego. Jeszcze tak niedawno ta branża po przeprowadzonej w latach 1998-2001 restrukturyzacji generowała rocznie zyski netto przekraczające 2 mld zł. Ten czas dobrej koniunktury nie został jednak racjonalnie wykorzystany, utrzymano trwale nierentowne pola wydobywcze za cenę ograniczenia nakładów na inwestycje w kopalniach o stosunkowo niskich kosztach wydobycia i dobrych warunkach złożowych. Nie przeprowadzono również racjonalnych – z punktu widzenia kosztów wydobycia węgla – zmian organizacji pracy w kopalniach. Spadek cen węgla do obecnego poziomu (z 120 dol./t do 73 dol./t) spowodował zapaść Kompanii Węglowej i w mniejszym stopniu Katowickiego Holdingu Węglowego – czyli wiodących producentów węgla energetycznego. W 2013 roku Kompania Węglowa zatrudniająca 54 tys. pracowników wygenerowała 700 mln zł straty netto, zaś tylko za cztery miesiące br. powiększyła ją o 250 mln zł.
Pogłębiająca się zapaść górnictwa węgla kamiennego powinna skłonić rząd do wsparcia opracowanych przez zarządy spółek programów naprawczych. Muszą one uwzględniać konieczność likwidacji trwale nierentownych kopalń produkujących miały energetyczne niskiej jakości. Ta operacja wydaje się uzasadniona biorąc pod uwagę fakt, iż szacuje się, że nadprodukcja miałów energetycznych w naszym kraju wynosi ok. 10 mln ton rocznie. Redukcja nadmiernych mocy wydobywczych powinna być poprzedzona wprowadzeniem programu dobrowolnych odejść na wzór tego, który zastosowano w latach 1998-2001. Oczywiście na znacząco mniejszą skalę. Dialog z partnerami społecznymi powinien dotyczyć również innych działań znacząco redukujących koszty wydobycia. To przede wszystkim obszar organizacji pracy. Przeprowadzenie trudnej i kosztownej restrukturyzacji powinno otworzyć drogę do budowania racjonalnych relacji górnictwa z elektroenergetyką i ciepłownictwem. Ale należy przyjąć racjonalne założenie: ewentualna konsolidacja, za którą się opowiadam, nie może być substytucją procesów naprawczych.
