Brak spisu treści.
Unia Europejska próbuje wyznaczać trendy w zakresie miksu energetycznego i narzucać innym państwom swoją wizję budowania tej gałęzi gospodarki…
Kiedy w połowie listopada ceny węgla zaczęły nagle ostro lecieć w dół, najbardziej czarne scenariusze mówiły o tym, że chwilowy boom na węgiel skończył się i zaobserwujemy za chwilę powrót do sytuacji sprzed roku, kiedy to w lutym obserwowaliśmy najniższe poziomy światowych indeksów od wielu lat. Co bardziej umiarkowane głosy wyrażały opinie, że to początek fali stabilizacji.
I faktycznie – na początku grudnia mogliśmy zaobserwować silne odbicie się wskaźników ARA i RB, a przez cały styczeń – utrzymywanie się na stałym poziomie. Analizując ceny ropy w zestawieniu z cenami węgla na rynku Atlantyku można zauważyć powrót do spokojnej korelacji cen dla obu tych surowców. Ceny ropy (WTI, Brent i Ural) oscylowały w granicach 50–55 USD za baryłkę, podczas gdy wskaźniki CIF ARA i FOB RB utrzymywały się w granicach 80–90 USD za tonę.
Spojrzenie na Polskę
Zacznijmy jednak od Polski, gdzie na początku 2017 r. Agencja Rozwoju Przemysłu opublikowała indeksy cenowe dla polskiego węgla za listopad. Analizując końcówkę ub.r. można zauważyć, że wskaźniki PSCMI1 i PSCMI2 powtarzały tendencję z października: indeks cenowy PSCMI2 (ciepłownie i inni odbiorcy przemysłowi) poprawił swój wynik o prawie 3 proc. i wyniósł 208,89 PLN/t. Oznaczało to, że był to już trzeci z kolei miesiąc, gdy ten marker regularnie (o 2–3 proc.) odrabiał straty do cen światowych. Drugi indeks polskiego węgla – PSCMI1 (energetyka zawodowa) ulegał nieznacznemu obniżeniu – do poziomu 189,49 PLN/t (spadek o 0,12 proc.). Przy grudniowym kursie amerykańskiego dolara, węgiel krajowy wciąż pozostawał bardziej konkurencyjny wobec węgla z importu.
Jeśli chodzi o ceny, prezes LW Bogdanka Krzysztof Szlaga przewiduje, że w 2017 r. ich poziomy utrzymają się rdr lub minimalnie spadną. Bogdanka, która w 2016 r. wyprodukowała 9 mln t węgla, zakłada wydobycie w 2017 r. na poziomie 8,5–9 mln t, które trafi najprawdopodobniej do elektrowni Ostrołęka oraz aktywów Grupy Enea: elektrowni Kozienice i nowego nabytku poznańskiej spółki – elektrowni Połaniec. Uaktualniona strategia rozwoju LWB ma się pojawić w ciągu najbliższych kilku tygodni.
Tymczasem prezes JSW Tomasz Gawlik odwołuje się do światowych ośrodków analitycznych i spodziewa się stabilizacji cen węgla koksowego na poziomie średniorocznie 130–140 USD za tonę. Nowa strategia Grupy JSW ma się pojawić na przełomie marca i kwietnia.
Jeśli chodzi o plany Węglokoksu (w 2016 r. wyeksportował 4 mln t węgla, tj. 15 proc. mniej rdr), katowicka spółka w 2017 r. zakłada przynajmniej utrzymanie poziomu eksportu na ubiegłorocznym poziomie. Węglokoks pozostaje największym polskim eksporterem węgla kamiennego, ale w ub.r. jego udział w całkowitym polskim eksporcie (ok. 8,7 mln t) spadł poniżej 50 proc. W 2015 r. 91 proc. eksportu Węglokoksu trafiało do UE, w ub.r. już tylko 76 proc. Spółka obecnie szuka nowych rynków w Afryce i na Bliskim Wschodzie. W branży mówi się jednak coraz częściej, że bardziej niż nowych klientów spółce brakuje surowca o odpowiednich parametrach, którego oczekują importerzy. Według prognoz Ministerstwa Energii, całkowita produkcja węgla kamiennego w 2016 r. miała być niższa od osiągniętej w 2015 r. o ok. 1,7 mln t (70,7 mln t), nieznacznie miała natomiast wzrosnąć sprzedaż do wszystkich odbiorców (o 100 tys. t), przy czym energetyka zawodowa miała odebrać o 1,6 mln t mniej, w przeciwieństwie do odbiorców przemysłowych innych niż ciepłownie zawodowe i niezawodowe i pozostałych odbiorców krajowych (łącznie 1,7 mln t).
W sprawie produkcji Ministerstwo nie pomyliło się znacznie – wg Głównego Urzędu Statystycznego produkcja węgla kamiennego w grudniu 2016 r. spadła o 7,4 proc. rdr i 0,4 proc. mdm i wyniosła 6,042 mln t, tzn., że w całym 2017 r. polskie górnictwo wyprodukowało niecałe 70 mln t. Jeśli chodzi o prognozy cen na br., Haitong Bank podał, że średnia cena węgla na świecie wyniesie ok. 70 USD za tonę, przy jednoczesnych wzrostach średnich cen w Polsce (o 4,1 proc., z 8,8 PLN/GJ w ub.r. do 9,4 PLN/GJ w br.).
Rosja – rekordy produkcji
Wracając na rynki światowe: inny ośrodek ekspercki – działające przy rządzie federalnym Rosji Centrum Analityczne – podało, że spodziewa się mniejszego zużycia węgla na rynku Pacyfiku, co przyczyni się w dużym stopniu do zmniejszenia eksportu tego paliwa z Rosji. Ma być to spowodowane głównie porozumieniem zawartym podczas paryskiego szczytu klimatycznego i wynikającym z niego ograniczeniem produkcji energii ze źródeł konwencjonalnych. Rosyjskie kopalnie w ub.r. odnotowały rekordy produkcji.
Według szacunków federalnego Ministerstwa Energetyki w ub.r wyprodukowano tam 385,4 mln t (wzrost o 12 mln t, czyli 3,2 proc. rdr). Zwiększył się też eksport tego surowca – 165 mln t, co oznacza wzrost o 5,8 proc. rdr (w pierwszych trzech kwartałach aż o 10 proc. rdr), na co wpływ miał przede wszystkim tani rubel. Średnia cena eksportowa rosyjskiego węgla po trzech pierwszych kwartałach 2016 r. była niższa niż w analogicznym okresie poprzedniego roku i wynosiła 51 USD za tonę (65 USD/t rok wcześniej). W końcu października zapasy węgla kamiennego w Rosji zmalały o 3 proc. rdr, ale główni konsumenci ograniczali popyt w jeszcze większym tempie.
Chiny – 4 miliardy ton
Tymczasem Chiny, największy stymulant światowego popytu, pomimo deklaracji o odchodzeniu od paliw kopalnych w stronę zielonej energii, zamierzają odpowiadać dwutorowo na zwiększony popyt swojej gospodarki na prąd – rozwijając jednocześnie duże instalacje OZE, ale także zwiększając produkcję i zużycie własnego węgla (nienadającego się na daleki eksport morski) i to pomimo nieefektywnych kopalń.
Jak podawała rosyjska agencja Interfax powołując się na Państwową Komisję ds. Rozwoju i Reform Chińskiej Republiki Ludowej, wydobycie węgla w najbliższych trzech latach ma wzrosnąć do prawie 4 mld t rocznie (tj. o 18 proc.), przy zużyciu wymagającym jedynie ok. 0,1–0,2 mld t węgla z importu. Analitycy domu inwestycyjnego Argonaut Securities Asia szacują tymczasem poziom wydobycia węgla kamiennego w Chinach na 3,3 mld t w roku. Zapowiedź wzrostów kontrastuje jednak z danymi Bloomberga za 11 miesięcy ub.r., wg których wydobycie w Chinach spadło o 10 proc. Było to oczywiście wynikiem podejmowanych przez Pekin działań na rzecz zmniejszenia nadmiaru węgla na rynku i wyprowadzenia sektora z kryzysu, co w rezultacie doprowadziło do tego, że ceny węgla na rynkach światowych wzrosły w ciągu 6 miesięcy o blisko 90 proc.
Reagując na zaistniałą sytuację, Pekin podjął decyzję o ponownym uruchomieniu wydobycia w zamykanych wcześniej zakładach i zatrzymał dwucyfrowy spadek rdr odnotowany w marcu 2016 r. W najbliższych trzech latach Chiny chcą także zmniejszyć wydobycie węgla z nieefektywnych kopalń o 800 mln t w rok, przy jednoczesnym zwiększeniu produkcji w innych o 500 mln t. Liczba kopalń w Chinach ma spaść o ok. 6 tys. (głównie małych i średnich, słabo rozwiniętych technologicznie), a do 2020 r. udział 14 największych centrów wydobywczych w łącznym wolumenie produkcji ma wynosić 95 proc. Skoncentrowane w najlepszych jednostkach wydobycie węgla będzie zasilało chińską energetykę, w której udział węgla kamiennego zmniejszy się do 58 proc. (głównie na rzecz gazu ziemnego, którego udział w miksie energetycznym Państwa Środka wzrośnie o 10 proc.).
Nie tylko lokalne podwórko
Chiny nie zamierzają się jednak ograniczać do lokalnego podwórka – za ok. 2,45 mld USD chińska spółka Yancoal Australia przejęła część kopalń koncernu Rio Tinto zlokalizowanych w Australii, a także aktywa logistyczne związane z wysyłką węgla w porcie Newcastle. Zdaniem analityków transakcja wskazuje na to, że firmy z Chin uważają, że kryzys w sektorze węglowym dobiegł końca i od teraz ceny surowca będą rosły. Co ważne, część aktywów dotyczy węgla koksującego i być może właśnie dlatego spadek jego cen nieco zwolnił w końcówce stycznia, w porównaniu z wcześniejszym tempem spadków. W ciągu całego miesiąca węgiel koksujący potaniał o prawie 30 proc., ale w skali roku jest droższy o 123 proc. Nagłe zniżki cen węgla koksującego w Australii miały swoje reperkusje w cenach węgla energetycznego, gdzie wskaźnik FOB Newcastle notował na początku roku dynamiczny spadek i od 10 stycznia znajduje się poniżej pozostałych dwóch najważniejszych indeksów – FOB Richards Bay i CIF ARA. W skali miesiąca australijski węgiel energetyczny potaniał o prawie 12 proc. Spadek utrzymuje się pomimo obecnej hossy na australijski węgiel energetyczny, którego w ciągu pierwszych dziesięciu miesięcy 2016 r. wyeksportowano o 8 mln t węgla więcej niż w analogicznym okresie 2015 r. Głównym odbiorcą pozostają Chiny, największy partner handlowy Australii, który wciąż utrzymuje 6 proc. podatek importowy na węgiel energetyczny pochodzący z Kolumbii, Rosji i RPA.
Przesuwając się na zachód do swoistej bramy pomiędzy rynkami Pacyfiku i Atlantyku – południowoafrykańskiego portu Richards Bay: tylko w pierwszej połowie grudnia z RPA wyeksportowano ponad 2,5 mln t węgla, a ambitne plany zakładały dwukrotne zwiększenie tego wolumenu do końca miesiąca i dalsze wzrosty na początku 2017 r. W drugiej połowie stycznia pojawił się jednak problem z utrzymaniem poziomu wydobycia, a Transnet Freight Rail (państwowy operator transportu kolejowego) odnotowywał kolejne spadki wolumenu węgla przewożonego z kopalń do portu w Richards Bay. Zachowując wysoki poziom eksportu może powtórzyć się niebezpieczna sytuacja z początku ub.r. kiedy w ciągu dwóch dni w styczniu do portu nie dotarła część planowanego wolumenu i w rezultacie zapasy w porcie zmalały do tylko 2,1 mln t na dzień 5 lutego 2016, wobec 4 mln t na początku stycznia.
Spadki w ARA i spór w Kolumbii
Tematyka kolejowa napędzała też podaż węgla na rynku zachodnioeuropejskim. Spadki cen węgla w portach ARA na początku roku to przede wszystkim uspokojenie sytuacji w Kolumbii, gdzie w końcówce 2016 r. zagrożenie strajkiem w kopalniach w tym kraju (jednego z głównych dostawców na rynek zachodnioeuropejski) spowodowało nagły skok cen. Po długich negocjacjach udało się osiągnąć kompromis. Na głównej linii sporu byli górnicy oraz firma transportowa Fenco, będąca operatorem najważniejszej linii kolejowej łączącej kopalnie z portami kolumbijskimi. W ostatnim tygodniu grudnia Fenco zgodziło się pójść na ugodę, co oddaliło widmo wstrzymania dostaw i spadku cen.
Jednocześnie na przełomie stycznia i lutego z uwagi na sygnalizowany wcześniej spread cen transakcyjnych i papierowych, rynek europejski wstrzymywał się z dokonywaniem fizycznych transakcji – w grudniu odnotowano jedynie 4 transakcje, czyli 1 proc. z całego 2016 r. Do tego należy dodać spadek stawek frachtowych z rynków Pacyfiku na rynek ARA z 11 USD/t do 6 USD/t w końcówce roku, co również przyczyniało się do zwiększenia dostaw z portu Richards Bay (RPA) i w konsekwencji do dalszych spadków cen. Jednak to właśnie rynek ARA ma szanse notować największe wzrosty w końcówce zimy, gdyż luty jest we Francji tradycyjnie miesiącem zwiększonego zapotrzebowania na energię elektryczną. Wobec ostatnich wyłączeń reaktorów jądrowych koncernu EDF Francja będzie importować prąd z Włoch i Hiszpanii, ale także zwiększać swoją moc z bloków węglowych. A te w ostatnim tygodniu pracowały pełną parą wobec widma blackoutu, które nawiedziło odbiorców energii znad Sekwany.
Rośnie zależność Unii
Na koniec: Unia Europejska nie ma powodów do dumy. Według małego rocznika statystycznego Komisji Europejskiej zależność energetyczna Unii w latach 1995–2014 zwiększyła się o 10 proc., z czego najbardziej w zakresie węgla kamiennego, bo z 29,7 proc. do aż 67,9 proc. Obserwując wygaszanie kopalń w Hiszpanii, Niemczech i ostatnio całkowite w Wielkiej Brytanii można śmiało stwierdzić, że trend ten będzie się dalej nie tylko utrzymywał, ale wzrastał, ponieważ nie zanosi się na wzrost produkcji tego paliwa wewnątrz UE. Oznacza to, że ceny węgla w portach ARA będą jeszcze bardziej zależne od sytuacji na rynkach kolumbijskim, amerykańskim, południowoafrykańskim i australijskim. Polskę, należącą tradycyjnie do państw najmniej uzależnionych od importu surowców energetycznych, te tendencje będą omijały nieco szerszym łukiem.
Dlatego właśnie na pierwszym w tym roku posiedzeniu Parlamentarnego Zespołu Górnictwa i Energii ciekawy komentarz wygłosił Krzysztof Paturej, prezes Międzynarodowego Centrum Bezpieczeństwa Chemicznego w Polsce, który powiedział wprost, że UE dąży do likwidacji energii produkowanej z „czarnego złota”, ale kraje rozwijające się nie przyjmują tej polityki. Jako przykład podał niedawną konferencję w Kenii, na której usłyszał wprost, że kraje afrykańskie i azjatyckie nie są zainteresowane kosztowną fanaberią Unii Europejskiej i pozostaną przy węglu.
Nie od dziś Unia Europejska próbuje wyznaczać trendy w zakresie miksu energetycznego i narzucać innym państwom swoją wizję budowania tej gałęzi gospodarki. Jednak jak widać, państwa afrykańskie i azjatyckie coraz głośniej i bardziej stanowczo sprzeciwiają się polityce dekarbonizacyjnej, zdając sobie sprawę z tego, że węgiel jest najtańszym i najbezpieczniejszym surowcem w makroenergetyce. Wobec powyższego Krzysztof Paturej zaproponował dwa kierunki. Po pierwsze – stworzenie koalicji państw surowcowych (takich jak Polska, osamotniona w coraz mniej niezależnej energetycznie Europie) i pokazywanie UE, że jej model energetyki nie działa, a reszta świata nie kupuje jej polityki energetycznej. Po drugie – już na gruncie wspólnotowym: wprowadzenie do polityki energetycznej innych elementów niż szalona dekarbonizacja, np. walka ze smogiem i pyłami.
Dawid Salamądry
Dyrektor Działu Analiz Rynku Węgla Energomix
i założyciel serwisu polishcoaldaily.com
Setki milionów złotych budżet państwa zdziera z polskich kopalń pod pozorem opłaty za informację.
Nierówną jak dotąd batalię o racjonalizację procedur koncesyjnych toczą przedsiębiorcy górniczy z państwem, które ciągnie z nich grube setki milionów złotych w obowiązkowych opłatach, nie dając w zamian gwarancji, że po latach udzieli w końcu zezwolenia na wydobycie kopalin.
Bajońskie sumy nazywa się w branży haraczem za uzyskanie koncesji eksploatacyjnej. Najdroższą pozycję stanowi obowiązkowe wynagrodzenie za tzw. korzystanie z informacji geologicznej. Może wynosić nawet ok. 90 proc. kosztów uzyskania koncesji i od 2011 r. po nowelizacji Prawa geologicznego i górniczego spada również na tych inwestorów, którzy chcą tylko odnowić zezwolenie, a zatem sami wiedzą o złożu najwięcej, bo eksploatują je od dziesiątków lat.
Cennik na setki milionów
Nowy cennik za dostęp do informacji geologicznej przemycono w rozporządzeniu Ministra Środowiska z grudnia 2011 r. Dopiero teraz, gdy w całym sektorze do 2020 r. trzeba odnowić około 40 koncesji, wychodzi na jaw drożyzna, która szokuje górników. Stawki wzrosły od kilku do kilkunastu razy. O ile dokładnie? Trudno wyliczyć, bo brakuje porównań, a przepisy ukształtowano w taki sposób, by przedsiębiorcy dowiedzieli się jak najmniej, a przejrzystość finansowa jest przy opłacie geologicznej znikoma.
Z grubsza licząc, za informację o jednym złożu trzeba zapłacić budżetowi ok. 4–5 mln zł, ale bywają duże obszary górnicze, gdy wyliczenie ceny za informację geologiczną dochodzi nawet do 25 mln zł! Chodzi więc o naprawdę poważne pieniądze. Wystarczy w przybliżeniu przemnożyć sumy. Od 2016 r. do połowy wieku (2051 r. a w jednym przypadku do 2063 r.) w górnictwie węgla kamiennego wygaśnie 55 koncesji, a w węglu brunatnym 10. Razem 65, z czego aż 40 trzeba odnawiać już teraz, bo upływają do 2020 r.
Z informacji, które zebraliśmy nieoficjalnie w spółkach, wynika, że musiały zamrozić obecnie ok. 200 mln zł na poczet opłat związanych z uzyskiwaniem koncesji. Sprawdziliśmy, że zanim zaczął obowiązywać nowy cennik opłat geologicznych, w ostatnim roku starych zasad (2010 r.) do budżetu państwa wpłynęło raptem 25 mln zł.
Wyścig z czasem i… administracją
Ale opłata za informację geologiczną to nie wszystko. Drugim poważnym i przeliczalnym na spore pieniądze zmartwieniem branży jest czas. Schemat działań niezbędnych do uzyskania koncesji jest zawiły i trwa latami, na każdym etapie pociągając inne koszty. Jak długo?
– Przyjmujemy, że procedura może zająć 5 lat, ale najgorsze, że każdy szacunek może na końcu okazać się mylny z powodu decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach. Zgodnie z Kodeksem postępowania administracyjnego uzyskanie decyzji tylko w tym jednym punkcie może wydłużyć się nawet do kilku lat. Dlaczego? Bo prawo pozwala każdemu, nawet w ostatnim momencie wnosić uwagi i odwołania, a później spory rozstrzygają sądy w postępowaniu administracyjnym – opisuje Adrian Brol, szef specjalnego zespołu ds. koncesji, który powołano w katowickiej Górniczej Izbie Przemysłowo-Handlowej. Zasiadają w nim specjaliści ośmiu spółek, których zadaniem na co dzień jest przygotowanie procedur koncesyjnych u swych przedsiębiorców.
Droga przez mękę
Standardowa „droga przez mękę” li czy siedem stacji i zaczyna się od wyceny informacji geologicznej. Prawo nakazuje inwestorowi samodzielnie wyliczyć koszt. Rozporządzenie Ministra Środowiska z 20 grudnia 2011 r. w sprawie korzystania z informacji geologicznej za wynagrodzeniem przewiduje zastosowanie do wyceny czterech metod wyliczeniowych: według zrewaloryzowanych cen z przeszłości (rok pozyskania), według kosztów prac geologicznych, z korektą cen według aktualnych wymagań dla dokumentacji geologicznej oraz ryczałtem.
Pozornie przejrzyste
– Przepisy i podane tam stawki sprawiają wrażenie przejrzystych i obiektywnych, ale tylko na papierze. Podano przykładowo ceny każdego metra otworu badawczego w odwiertach z podziałem na różne ich rodzaje i głębokości plus możliwe do zastosowania zniżki. W praktyce wycena prawa dostępu do informacji geologicznej jest zupełnie uznaniowa, bo bardzo trudno mierzalna. Od dawna domagamy się bezskutecznie, aby przyjęto konkretny, przejrzysty punkt odniesienia, np. powierzchnię lub zasobność złoża – mówi pracownik trudniący się sporządzaniem takich wycen w jednej ze spółek.
Papierologia konieczna do wyceny trwa ok. 5 miesięcy, a same prace pochłaniają ok. 40 tys. zł. Kończą się podpisaniem umowy… cywilno-prawnej na korzystanie z informacji geologicznej za wynagrodzeniem. Czas jej obowiązywania nie jest określony, treść zależy od umawiających się stron, a forma – zupełnie uznaniowa. To prawdziwe kuriozum. Ustawodawca wymyślił, że biznes będzie uzgadniał cenę informacji z ministerstwem w ramach powszechnej wolności umów, chronionych w dodatku tajemnicą, także handlową. A to znaczy, że za podobną informację o podobnych złożu urzędnicy mogą wynegocjować z przedsiębiorcami zupełnie różne kwoty i warunki. Co więcej, tylko od ich uznania zależy, czy całą kwotę wynagrodzenia każą sobie zapłacić od razu, czy zezwolą na raty oraz na ile lat rozłożą ich spłatę.
– W Polsce obowiązuje zasada swobody umów cywilno-prawnych. Sytuacja jest korupcjogenna, ale winy się nie udowodni – rozkłada ręce jeden z rozmówców.
Nikt nie chce stracić koncesji
O nowym cenniku przedstawiciele spółek myślą bardzo źle, ale większość chce być anonimowa. Dlaczego?
W przepisach ukryto śmiertelną pułapkę dla tych, którzy na końcu nie uzyskają koncesji, a przecież ministerstwo nie musi jej przyznać. W takim przypadku cała wielomilionowa opłata wniesiona na początku za prawo do korzystania z informacji geologicznej po prostu bezpowrotnie przepada…
Między punktem pierwszym procedury a wydaniem koncesji są jeszcze m.in.: przygotowanie konkretnej dokumentacji złoża (ok. 9 miesięcy i 200 tys. zł kosztów plus uzyskanie decyzji administracyjnej), sporządzenie raportu o oddziaływaniu przedsięwzięcia na środowisko, wspomniana już decyzja o środowiskowych uwarunkowaniach wraz z niezbędnymi konsultacjami społecznymi (teoretycznie od 6 miesięcy, w praktyce bez końca, 150 tys. zł od złoża plus decyzja środowiskowa), projekt zagospodarowania złoża (wymaga to kolejnych miesięcy i 70 tys. zł za jedno złoże). Wreszcie, gdy uda się przebrnąć przez wszystkie trudności, można sporządzić wniosek koncesyjny. Trwa to ok. miesiąca i jeśli nie będzie odwołań w trybie KPA, do dwóch miesięcy można otrzymać upragnioną koncesję. Wcześniej jednak warunkiem jest jeszcze zawarcie umowy na użytkowanie górnicze. A projekt decyzji koncesyjnej Ministra Środowiska musi zostać uzgodniony z właściwym wójtem, burmistrzem lub prezydentem miasta.
Tylko Bogdanka bez zmartwień
Jak wyglądają szacunkowe obciążenia w podziale na polskie spółki węglowe? Z kalendarza koncesji wynika, że tylko LW Bogdanka ma spokojną głowę, za informację geologiczną i pozostałe składniki procedury przyjdzie jej płacić dopiero przed prolongatą koncesji w 2031 r. i 2046 r. W Katowickim Holdingu Węglowym zarezerwowano w związku z koncesjami ok. 40 mln zł, a chodzi o przedłużenie wydobycia w dwóch dużych kopalniach – Mysłowice-Wesoła i Murcki-Staszic. Dużo więcej niż 40 mln zł zapłaci do 2020 r. największa w kraju Polska Grupa Górnicza, która musi odnowić aż 13 koncesji (6 w 2019 r. i 7 kolejnych rok później). We wrześniu zeszłego roku PGG odnowiła koncesję nr 5/2016 dla kopalni Chwałowice. Opłatę za jedno złoże wniesie czechowicka Silesia. Rzutem na taśmę w terminie udało się odnowić Tauronowi w kopalni Jaworzno 9 grudnia zeszłego roku trzy zagrożone koncesje i jedną w nowym obszarze. Następne czekają do 2019 r. W połowie zeszłego roku wygasającą koncesję odnowiła też w Tauronie kopalnia Janina, a 4 stycznia 2017 r. nowe zezwolenie na wydobycie uzyskano dla pola Brzezinka I. Węglokoks Kraj przedłuża dwie koncesje. Od opłat za pięć wniosków zależy istnienie odkrywek węgla brunatnego do 2020 r.
Geologiczny monopol
Monopol państwa na jej gromadzenie i udostępnianie ma Państwowy Instytut Geologiczny – Państwowy Instytut Badawczy w Warszawie, który prowadzi centralne archiwum dokumentów, opisów, analiz, zestawień, map i próbek z odwiertów. Informacja jest z zasady nieodpłatna, ale wyjątek stanowi m.in. „działalność prowadzona w celu wydobywania kopalin”. Przedsiębiorca, który na własny koszt wykona badania geologiczne, musi oczywiście w określonym prawnie terminie przekazać ich wyniki służbie geologicznej do państwowego zasobu.
Jeżeli w związku z przedłużaniem koncesji (przy których wcześniej nie trzeba było płacić za informację geologiczną) budżet zgarnie w najbliższych latach kilkaset milionów złotych, to znaczy, że prowadzi absurdalną politykę opłat dla górnictwa.
– Grube setki milionów złotych zdziera z własnych kopalń ten sam budżet państwa, który z innej kieszeni wykłada je potem na ratowanie tych kopalń – nasi rozmówcy w spółkach podkreślają absurd sytuacji.
Bo wartość była zerowa…
Dlaczego w ogóle wprowadzono drakońskie podwyżki? Dotarliśmy do uzasadnienia projektu rozporządzenia z 2011 r., w którym czytamy, że zrobiono to m.in. „w celu uniknięcia znaczącego spadku dochodów budżetu państwa”. Ministerstwo Środowiska miało pełną świadomość, że nowe przepisy „spowodują wzrost nominalnych obciążeń przedsiębiorców”, ale uznało, że nie będzie to miało „znaczącego wpływu na inwestycje i funkcjonowanie przedsiębiorstw”. Zapewniało wręcz, że rozporządzenie „zwiększy konkurencyjność gospodarki i przyspieszy tempo rozwoju inwestycji wydobywczych w kraju”! Jednocześnie ministerstwo przyznało w uzasadnieniu, że nie potrafi oszacować, o ile wzrosną wpływy. W rzeczywistości ukryto więc przed opinią publiczną skalę planowanej podwyżki.
Przykładem inwencji legislacyjnej ministra może być zmniejszenie za jednym zamachem o połowę wartości zniżki za starzenie się dokumentacji geologicznej. Na gruncie poprzednich przepisów przyjmowano, że wartość informacji geologicznej maleje o 2 proc. z każdym rokiem, jaki upłynął od wykonania przez geologów konkretnych prac, np. wierceń w terenie. „W konsekwencji takiego rozwiązania obecnie wartość wszelkiej informacji wytworzonej przed 1961 r. posiada wartość zerową, co powoduje również wartość zerową wynagrodzenia” – zauważyli autorzy rozporządzenia. Uznali, że budżet tracić nie może, a przedsiębiorca owszem i po prostu zmienili wskaźnik z 2 do 1 proc. za rok (w okresie do 30 lat). Na ironię zakrawa fakt, że aktywność państwowych geologów w terenie przy sporządzaniu dokumentacji była największa w okresie górniczego boomu w latach 60. i 70. XX w. a obecnie – mimo drastycznie zwiększonych wpływów – nieporównanie osłabła. Efekty tamtych zamierzchłych wysiłków badawczych państwa zgodnie z wieloletnim zwyczajem potwierdzonym w poprzednich przepisach powinny dziś być już darmowe.
Zbyt długotrwałe i kosztowne
Zdaniem GIPH należy bezzwłocznie poprawić odpowiednie ustawy tak, aby przedsiębiorcy górniczy mogli korzystać z uproszczonych procedur przedłużania koncesji przynajmniej wtedy, gdy odnawiając ją nie powiększają jednocześnie swego obszaru górniczego. Wydaje się oczywistym, że opracowanie raportów oddziaływania na środowisko wraz z uzyskiwaniem decyzji środowiskowej i powtórne kupowanie prawa do informacji geologicznej do doskonale rozpoznanego złoża jest w takich razach zbyteczne.
Po drugie – podkreślają przedstawiciele GIPH – istnieje bardzo realne zagrożenie, że niektóre kopalnie będą zmuszone przerwać wydobycie, bo nie zdążą uzyskać niezbędnych przedłużeń przed datą wygaśnięcia starej koncesji. To oznaczałoby trudne do wyobrażenia straty gospodarcze i społeczne. W dyskusji o nadmiernych i niepotrzebnych obciążeniach górnictwa, na które składa się kilkadziesiąt podatków i opłat, Janusz Olszowski, prezes GIPH zwracał uwagę posłom polskiego Sejmu już jesienią zeszłego roku, że niektóre z ciężarów można by usunąć niemal natychmiast, bez nowelizowania ustaw, jedynie decyzją resortu środowiska.
Idea fix czy ochrona środowiska?
Pod koniec 2016 r. GIPH usiłowała przeforsować w parlamencie własną poprawkę do Prawa geologicznego i górniczego, która miała na celu uproszczenie procesu koncesyjnego w sytuacji przedłużania posiadanych koncesji wydobywczych. Niestety do jej przyjęcia zabrakło 17 głosów w trakcie głosowania na posiedzeniu Sejmu 30 listopada 2016 r., przy czym największym przeciwnikiem wspomnianej poprawki był Główny Geolog Kraju, prof. Mariusz Orion Jędrysek.
Niejako w zamian Główny Geolog Kraju obiecał z trybuny sejmowej, że w pierwszym półroczu 2017 r. problem przedłużania koncesji znajdzie rozwiązanie w rządowym projekcie nowelizacji Prawa geologicznego i górniczego. Do opracowania zmian powołano specjalny zespół i z informacji Ministerstwa Środowiska wynika, że zebrał się on dotąd dwukrotnie: 29 grudnia 2016 r i 19 stycznia 2017 r. Istnieją jednak poważne obawy, czy górnictwo wygra wyścig z czasem.
Witold Gałązka
Publicysta tygodnika Trybuna Górnicza
i portalu górniczego nettg.pl
Budowanie synergii poszczególnych ruchów, aby osiągnąć wymierny efekt.
Jednym z najważniejszych wyzwań, które przyniosła trwająca restrukturyzacja górnictwa było i jest zmniejszanie kosztów wydobycia węgla. Po powołaniu do życia Polskiej Grupy Górniczej wśród zaplanowanych sposobów na osiągnięcie tego celu znalazła się koncepcja utworzenia w strukturach spółki tzw. kopalń zespolonych. Według najnowszych opinii m.in. przedstawicieli Ministerstwa Energii, koncepcja sprawdza się i przynosi oczekiwane, wymierne rezultaty. Pod koniec minionego roku PGG nareszcie zaczęła notować dodatnie wyniki.
Idealną okazją do realnego, praktycznego zobrazowania koncepcji kopalń zespolonych była styczniowa wizyta wiceministra energii Grzegorza Tobiszowskiego w kopalni ROW – powstałej z połączenia kopalń Jankowice, Marcel, Chwałowice i Rydułtowy. Podobnie jak pozostałe kopalnie zespolone (Ruda i Piast-Ziemowit) zakład funkcjonuje w tej strukturze od 1 lipca 2016 r., jednak 2 stycznia ruszyło w nim dołowe przekazywanie części urobku z ruchu Chwałowice do ruchu Jankowice. 18 dni później podziemne połączenie w towarzystwie parlamentarzystów: posła Krzysztofa Sitarskiego i senatora Adama Gawędy, wiceprezesa PGG ds. produkcji Piotra Bojarskiego, przewodniczącego rady nadzorczej PGG prof. Jana Wojtyły i dziennikarzy oglądał wiceminister Tobiszowski.
Minister na dole powiedział
Minister przypomniał też, że ostatnie trzy miesiące 2016 r. były dobrym czasem dla Polskiej Grupy Górniczej.
Warto w tym miejscu wspomnieć opublikowane pod koniec stycznia br. informacje PGG, mówiące o tym, że od sierpnia 2016 r. w spółce następuje dynamiczna odbudowa poziomu produkcji węgla do poziomu ok. 100 tys. t na dobę, co przekłada się na poprawę wyników spółki i stwarza realne warunki do odzyskania rentowności. Grupa podjęła także działania zmierzające do odbudowy zdolności produkcyjnych i poza normalnym odtwarzaniem frontu, przygotowuje 4 dodatkowe ściany, które mają zostać uruchomione w latach 2017 i 2018.
Kiedy, jakim nakładem i jakie dokładnie rezultaty ma dać opisywane połączenie Chwałowic i Jankowic? Przed zjazdem na dół, podczas konferencji prasowej sprawy te omówił m.in. Piotr Bojarski, wiceprezes PGG ds. produkcji.
Po jakim czasie inwestycja się zwróci?
– Koszt inwestycji, która realizowana była w kopalni przez półtora roku, wyniósł 26 mln zł. Oceniamy, że nakłady te zwrócą się po ok. 2,5 roku. Od kilku dni przerzucamy już dołem 3 tys. t urobku na dobę do zakładu przeróbki mechanicznej węgla w ruchu Jankowice. Dzięki temu ograniczyliśmy koszt pracy w Chwałowicach, dociążyliśmy nowoczesny zakład przeróbczy w Jankowicach, którego możliwości przerobowe były dotąd niewykorzystane – zauważył.
Obecny również wówczas w kopalni ROW senator Adam Gawęda podkreślił natomiast, że „inwestycja pozwoli osiągać dobre wyniki nie tylko kopalniom rybnickim, ale również całej spółce”.
Dzięki połączeniu, średnie sumaryczne dobowe wydobycia w obu ruchach kopalni ROW ma wynieść 19,1 tys. t netto na dobę. Same Jankowice produkować mają 12,5 tys. t węgla netto, a łączna produkcja Chwałowic ma wynieść 6,6 tys. t.
Jak wyjaśnia PGG – połączenie technologiczne ruchów Chwałowice i Jankowice jest tylko „etapem w działaniach podejmowanych w kopalni ROW w ramach szeroko rozumianej restrukturyzacji górnictwa”. Kolejne są bowiem „analizowane i będą wdrażane w przyszłości”.
Spółka podkreśla też, że przekierowanie części wydobycia z ruchu Chwałowice do ruchu Jankowice w ramach oddziału KWK ROW, jak również prowadzone pozostałe działania restrukturyzacyjne „stwarzają możliwość poprawy efektywności ekonomicznej wydobycia węgla w obszarach górniczych obu ruchów, a w perspektywie efektywnego ekonomicznie ich funkcjonowania jako zintegrowanego organizmu gospodarczego, co posiada istotne znaczenie z punktu widzenia m.in. zapewnienia dostaw węgla energetycznego do odbiorców, załagodzenia skutków społecznych ograniczenia działalności górniczej w regionie, bezpieczeństwa prowadzenia eksploatacji, optymalizacji wykorzystania posiadanego majątku oraz zdolności ciągów technologicznych, lepszego wykorzystania bazy zasobowej kopalń czy np. optymalizacji wykorzystania brygad roboczych”.
Kopalnie zespolone zostały w PGG formalnie utworzone z dziewięciu samodzielnych zakładów 1 lipca zeszłego roku.
– Przedsięwzięcie to jest bez precedensu, bo nigdy nie tworzyliśmy tak dużych zespolonych kopalń, nie robiliśmy takiego bilansu, a przede wszystkim nie budowaliśmy tej pewnej strony rentowności, strony ekonomicznej – w perspektywie nie pół roku, roku, ale przyszłości – podkreślał wówczas wiceminister Grzegorz Tobiszowski.
Połączenie wychodzi na dobre
PGG przejęła jedenaście kopalń i cztery zakłady będące na skraju upadłości Kompanii Węglowej. Udziałowcami Grupy zostały podmioty z dominującym udziałem Skarbu Państwa. Jednym z warunków zaangażowania finansowego inwestorów było przygotowanie i wdrożenie programu restrukturyzacyjnego spółki, a jednym z pierwszych elementów programu było właśnie utworzenie kopalń zespolonych. Samodzielne pozostały kopalnie Sośnica i Bolesław Śmiały, a połączono: Marcel, Jankowice, Chwałowice i Rydułtowy (tworząc kopalnię ROW), Pokój, Halemba-Wirek i Bielszowice (w kopalnię Ruda) oraz kopalnie Piast i Ziemowit. Połączenie wyraźnie wychodzi na dobre, bo według informacji przekazanych przez spółkę na początku lutego, wszystkie wspomniane zakłady mają w bliższych i dalszych planach wiele nowych inwestycji. W wymienionym na końcu dwuruchowym zakładzie Piast-Ziemowit planowane jest też m.in. zatrudnienie nowych pracowników w miejsce tych, którzy odeszli na emerytury.
Holding też łączy i czeka na fuzję
W Katowickim Holdingu Węglowym nie tworzy się co prawda kopalń zespolonych, a spółkę czekają najprawdopodobniej ogromne zmiany organizacyjne po tym, jak dojdzie do planowanej od jakiegoś czasu fuzji Holdingu z Polską Grupą Górniczą. W połowie stycznia jednak i w KHW sfinalizowano podziemne połączenie dwóch kopalń: Wieczorka i Murcek-Staszica (funkcjonujących jednak nadal jako dwie odrębne kopalnie).
Wykonane wyrobisko – dowierzchnia kamienna długości 187,75 m stanowi pierwszy etap realnego połączenia pod ziemią tych dwóch kopalń i jednocześnie fragment planu restrukturyzacji zakładów górniczych KHW SA.
ałkowicie uniezależnić ten rejon kopalni Wieczorek od zakładu macierzystego. Równocześnie przystąpimy do budowy odstawy, co pozwoli nam w początkach drugiego półrocza przekierować ją z południowej części obszaru górniczego do zakładu przeróbczego na Staszicu – wyjaśnił dyrektor kopalni Wieczorek, Andrzej Płonka.
Według założeń wspomnianej fuzji, przedstawionych przez Ministerstwo Energii, do PGG włączone mają być wszystkie kopalnie KHW. Połączenie ma zapewnić tej drugiej spółce środki na rozwój oraz modernizację kopalń i zakładów przeróbczych. Jak wyjaśnił w poniedziałek, 6 lutego, na konferencji prasowej poświęconej połączeniu spółek minister energii Krzysztof Tchórzewski, Holding ma zostać dokapitalizowany kwotą wynoszącą ok. 1 mld zł.
Pieniądze te mają być przeznaczone na drążenie wyrobisk, modernizację zakładu przeróbki w kopalni Murcki-Staszic, zakup obudów zmechanizowanych oraz urządzeń transportowych, a także rozbudowę klimatyzacji i systemów transportu załogi. W 2017 r. na inwestycje w kopalniach Holdingu ma zostać przeznaczonych ponad 201 mln zł.
Bartłomiej Szopa
Dziennikarz portalu górniczego nettg.pl i
tygodnika Trybuna Górnicza
