NIK: powiązania energetyki i górnictwa utrudniają decyzje o zakupie tańszego węgla z importu

Izba, która zbadała sprawę zaopatrzenie producentów energii elektrycznej w węgiel kamienny, 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.

Obecnie spółki energetyczne są właścicielami największych krajowych producentów węgla. Grupa Tauron ma trzy własne kopalnie skupione w firmie Tauron Wydobycie, kopalnia Bogdanka należy do Grupy Enea, a wśród akcjonariuszy największego producenta – Polskiej Grupy Górniczej – są spółki z grup PGE, PGNiG, Energa i Enea.

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” - podała Najwyższa Izba Kontroli.

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.

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. 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.

W ocenie kontrolerów, zmienne uwarunkowania na rynku paliw i energii, w tym spadek cen węgla importowanego po 2018 roku, wysokie ceny węgla krajowego, powiązania kapitałowe energetyki i górnictwa oraz zmiany kierunków światowej polityki energetycznej, stwarzają ryzyko wzrostu cen prądu, a w konsekwencji pogorszenia konkurencyjności polskiej gospodarki. Natomiast różnice cenowe pomiędzy cenami energii elektrycznej w Polsce i Europie rodzą ryzyko nadmiernego importu energii.

NIK wskazuje, że udział importowanej energii elektrycznej w pokrywaniu krajowego zapotrzebowania wzrastał w minionych latach wraz z obniżaniem się konkurencyjności krajowej produkcji energii z węgla kamiennego. O ile w latach 2016-2017 udział importowanej energii wynosił 1,2-1,3 proc., o tyle rok później było to już 3,2 proc., a w roku 2019 – 6,3 proc.

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.