Brak spisu treści.
„Węgiel 2019 – Analiza i prognoza do 2024 r.” – raport Międzynarodowej Agencji Energii został przedstawiony.
Przyszłość węgla zależeć będzie od trzech czynników: polityk klimatycznych, cen gazu ziemnego oraz kształtu energetyki w Chinach, na które przypada połowa globalnego popytu na węgiel. Taką prognozę przedstawili analitycy Międzynarodowej Agencji Energii w swoim najnowszym raporcie „Węgiel 2019 – Analiza i prognoza do 2024 r.” (COAL 2019 – Analysis and forecast to 2024).
W Polsce został on zaprezentowany 2 marca br. przez głównego analityka MAE Carlosa Fernandeza Alvareza. Stało się to w Katowicach w siedzibie Polskiej Grupy Górniczej.
W ostatnich trzech latach węgiel miał się nie najgorzej, ale w ujęciu globalnym. Od roku 2017 zapotrzebowanie na ten surowiec rośnie. W 2018 r. było wyższe w stosunku do poprzednich dwunastu miesięcy o 1,1 proc. Na światowych rynkach obrót węglem był większy w 2018 r. o 4,4 proc., w porównaniu z poprzednim rokiem i wyniósł ponad 1,4 mld t. Popyt nań napędzała produkcja energii elektrycznej, która wzrosła o 2 proc. i w 2018 r. była najwyższa. Nadal węgiel dzierży prym, jeżeli chodzi o produkcję prądu. Na świecie wytwarza się z niego 38 proc. energii elektrycznej. Pozycję tę zawdzięcza przede wszystkim Azji, a głównie Chinom i Indiom.
Zwiększony popyt pobudził wydobycie – w 2018 r. wzrosło o 3 proc. w stosunku do roku poprzedniego. „Cztery państwa spośród sześciu największych producentów węgla na świecie zwiększyły wydobycie węgla a w przypadku trzech z nich – Indii, Indonezji i Rosji – wydobycie węgla osiągnęło najwyższy poziom notowany w historii. Dwa spośród nich – Rosja i Indonezja– notują historycznie najwyższy wskaźnik eksportu surowca na rynki trzecie. Średnie ceny węgla były o ok. 60 proc. większe w 2018 r. w porównaniu do roku 2016” – napisali analitycy MAE. Przewidują, że w minionym roku nastąpił najprawdopodobniej spadek światowego popytu na węgiel. Szacują jednak, że do 2024 r. znajdować się będzie on na podobnym poziomie co w 2018 r. Uważają, że nie będzie gwałtownego spadku światowego zapotrzebowania na węgiel, tak jak wieszczono pod koniec lat dziewięćdziesiątych.
Międzynarodowa Agencja Energii prognozuje, że za cztery lata PKB Indii osiągnie 5 bln USD. Bez zaspokojenia wzrostu zapotrzebowania na prąd będzie to niemożliwe. Można to będzie osiągnąć inwestując w wydobycie węgla. Analitycy zwracają uwagę, że chociaż do 2024 r. produkcja energii elektrycznej z wiatru w Indiach podwoi się, a ze źródeł fotowoltaicznych wzrośnie czterokrotnie, to w Indiach produkcja prądu z węgla będzie rosła o 4,6 proc. rocznie. W krajach Azji Południowo-Wschodniej – przede wszystkim w Wietnamie i Indonezji – popyt na węgiel będzie powiększał się o ok. 5 proc. rocznie. Z kolei największy producent i konsument węgla na świecie – Państwo Środka – utrzyma zapotrzebowanie nań na wyjątkowo stabilnym poziomie. W Chinach popyt na to paliwo będzie szczytowy w 2022 r. Produkcja energii elektrycznej z węgla będzie rosła, ale nie w takim tempie jak się oczekuje, a jego udział w produkcji prądu spadnie z 67 proc. do 59 proc. – uważają analitycy MAE.
Jedynie w Europie i Stanach Zjednoczonych spada zużycia węgla. W przypadku Unii Europejskiej wpływ na tę sytuację wywierają niskie ceny gazu ziemnego, wzrost cen za emisję CO2, implementacja polityk transformacji energetycznej i rozwój produkcji energii elektrycznej z OZE. MAE szacuje jednak, iż w nadchodzących latach węgiel częściowo odzyska konkurencyjność, lecz zamykanie kolejnych elektrowni węglowych i wzrost produkcji energii elektrycznej z OZE spowoduje, iż do 2024 r. w każdym roku popyt na węgiel w UE będzie spadał o 5 proc.
Z kolei w USA przyszłość górnictwa węglowego uzależniona jest od sektora gazu łupkowego. Wysoka podaż gazu ziemnego w połączeniu z politykami ochrony środowiska poszczególnych stanów sprawi, że do 2024 r. popyt na węgiel będzie spadał o 4 proc. rocznie. Spadać będzie też ilość prądu wytwarzanego z węgla – z 28 proc. w 2018 r. do 21 proc. w 2024 r. Jeszcze trzynaście lat temu połowa prądu w USA pochodziła ze spalania węgla.
Analitycy MAE wskazują, że redukcja wydobycia węgla w USA będzie miała niższe tempo z uwagi na eksport węgla z USA. Będzie się jednak on obniżał z powodu utraty UE jako rynku zbytu oraz braku infrastruktury eksportowej na zachodnim wybrzeżu.
Tego problemu nie będą mieli eksporterzy węgla z regionu południowo-wschodniego Pacyfiku. „Australia i RPA utrzymają obecny poziom eksportu węgla na rynki zagraniczne, natomiast Rosja będzie sukcesywnie przekierowywać swoją produkcję również na rynki azjatyckie” – napisano w raporcie. Inwestycje w sektorze górniczym stoją przed coraz większymi wyzwaniami. Jednakże projekty inwestycyjne związane z węglem koksującym były realizowane zgodnie z planami w Australii, USA i Rosji.
Branża węglowa – producent podstawowego paliwa dla polskiej energetyki – zaczyna coraz wyraźniej interesować się inwestycjami w energetykę odnawialną.
Można to uznać za ironię losu, sprytną „ucieczkę do przodu”, bądź logiczne wykorzystanie posiadanego potencjału. Punkt widzenia tradycyjnie zależy od punktu siedzenia. Sam fakt pozostaje jednak bezsporny.
Branża węglowa – producent podstawowego paliwa dla polskiej energetyki – zaczyna coraz wyraźniej interesować się inwestycjami w energetykę odnawialną. W części przypadków sama występując w roli inwestora, w pozostałych wchodząc w porozumienia ze spółkami energetycznymi.
Prąd prosto z własnego dachu
W październiku ubiegłego roku Polska Grupa Górnicza uruchomiła pilotażową instalację fotowoltaiczną na budynkach Ruchu Halemba kopalni Ruda w Rudzie Śląskiej. Na dachach 9 budynków (od dyrekcji po lampownię) zainstalowano w sumie 1109 paneli ogniw fotowoltaicznych o mocy 410 kilowatopików. Wedle szacunków spółki instalacja ma rocznie dostarczyć ok. 390 MWh elektryczności (w skali ogólnego zapotrzebowania zakładu to ledwie 0,02 proc., ale zarazem to tyle, ile wynosi średnie zapotrzebowanie 177 domów jednorodzinnych). Energia ta zostanie wykorzystana na potrzeby własne kopalni, co pozwoli PGG nieco ograniczyć pobór z sieci, a w efekcie zaoszczędzić na rachunkach 136,5 tys. zł rocznie.
Zabudowywanie dachów fotowoltaiką nie jest nowym pomysłem. Sięgnęły po niego już wcześniej liczne instytucje publiczne (w ub.r. budowę farmy solarnej ogłosiło ówczesne Ministerstwo Przedsiębiorczości i Technologii), prywatne firmy (kilka lat temu na taki krok zdecydował się znany producent napojów – firma Tymbark) oraz zarządcy budynków mieszkaniowych (największa miejska, rozproszona elektrownia fotowoltaiczna w Polsce znajduje się na dachach 35 wieżowców Spółdzielni Mieszkaniowej Wrocław-Południe). Kilkanaście miesięcy temu podobna instalacja pilotażowo pojawiła się także na budynku Centrum Usług Wspólnych Jastrzębskiej Spółki Węglowej (w planach był również montaż paneli słonecznych na budynku biura zarządu JSW).
Wytwarzana w ten sposób energia nie jest w stanie zapewnić produkującym ją podmiotom energetycznej samowystarczalności, lecz pozwala na częściowe pokrycie zapotrzebowania (w przypadku obiektów mieszkalnych chodzi często o oświetlenie części wspólnych, zasilenie wind i urządzeń elektrycznych).
Jak problem zamienić w szansę?
Górnicze spółki dysponują jednak czymś więcej aniżeli tylko dachami kopalnianych budynków. Posiadają także ogromne tereny hałd i zwałowisk (wedle zeszłorocznego raportu NIK na terenie całego kraju jest ponad 150 hałd i zwałowisk odpadów pogórniczych, zajmujących powierzchnię ponad 11 tys. hektarów).
Tereny te do tej pory traktowane były jako kłopot – miejsca generujące przez wiele lat poważne zagrożenia pożarowe i środowiskowe, a których likwidacja wymaga kosztownych zabiegów rewitalizacyjnych. Obecność hałd i zwałowisk jest nieuchronnym „kosztem” górniczej działalności, pytanie jednak, czy równie nieuchronny musi być tak niekorzystny bilans ich istnienia. Widać, że to pytanie postawiono sobie we władzach górniczych koncernów i że nadzieję na zmianę dotychczasowego stanu rzeczy upatruje się tam właśnie w wykorzystaniu tych terenów pod instalacje fotowoltaiczne. Ich pojawienie się tam jest już tylko kwestią czasu.
W przypadku PGG pierwsza taka farma – o mocy około 8 MWp – ma stanąć na sąsiadujących z autostradą A4 hałdach kopalni Sośnica w Gliwicach. Jak informuje rzecznik spółki Tomasz Głogowski, sprawa jest jeszcze na etapie załatwiania niezbędnych procedur (konieczne są zmiany w planie zagospodarowania przestrzennego). Hałdy w Sośnicy nie miałyby być jednak jedynymi, na których pojawią się panele fotowoltaiczne. W sumie w grę wchodzi 8 takich lokalizacji. Planowane tam instalacje miałyby mieć potencjał mocy 40 MWp. W sumie, uwzględniając zarówno farmy solarne na hałdach, jak też instalacje dachowe (po pilotażu w ruchu Halemba mają się one pojawić także w Sośnicy i Rybniku) elektrownie fotowoltaiczne w spółce mogą osiągnąć ok. 95 MW mocy. Jak podkreślają przedstawiciele PGG „zielona energia” mogłaby być wykorzystywana nie tylko w miejscu jej wytworzenia.
To nie jest paradoks
Podobną ścieżką podążą również koncerny związane z wydobyciem węgla brunatnego. Pod koniec listopada ub.r. PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna podpisała z „bratnią” spółką PGE Energia Odnawialna umowę o wydzierżawieniu jej ponad 94 ha gruntów przy Elektrowni Bełchatów.
Ma na nich powstać jedna z największych w Polsce instalacji fotowoltaicznych o mocy nawet o 60 MW (wyprodukowana tam „zielona energia” wystarczyć ma na pokrycie potrzeb energetycznych ok. 100 tys. gospodarstw domowych). Przy okazji PGE GiEK poinformowało, że ma w swoim zasobie jeszcze kilka lokalizacji, które mogą zostać przeznaczone pod budowę instalacji fotowoltaicznych. W grę wchodzi teren zwałowiska wewnętrznego Pola Bełchatów (ok. 11 ha gruntów), obszar składowania surowców towarzyszących (ok. 31 ha) oraz teren zwałowiska zewnętrznego Pola Szczerców (ok. 47 ha).
PGE Energia Odnawialna nie zamierza jednak ograniczać swych inwestycji w fotowoltaikę tylko do rejonu Bełchatowa. W marcu 2019 r. podpisała z Grupą Azoty Kopalnie i Zakłady Chemiczne Siarki „Siarkopol” list intencyjny w sprawie budowy farmy solarnej na 9 hektarach pogórniczych gruntów w Osieku (woj. świętokrzyskie). W połowie 2022 r. miałaby tam rozpocząć działalność farma składająca się z ok. 16 tys. paneli fotowoltaicznych i wytwarzająca rocznie 4,97 GWh „zielonej” energii. Jej odbiorcą miałaby by być tamtejsza kopalnia siarki i tym samym byłaby to pierwsza w Polsce instalacja fotowoltaiczna zbudowana na potrzeby jednego odbiorcy przemysłowego.
Obie te inwestycje są częścią realizowanego w Grupie PGE Programu PV, którego celem jest osiągnięcie do 2030 roku ok. 2,5 GW mocy z energii słonecznej. Jak podkreślają przedstawiciele PGE wpisuje się ona też w przygotowywany projekt „Polityki energetycznej Polski do 2040 r.”.
Panele fotowoltaiczne mają też pokryć obszar zrekultywowanego wyrobiska po kopalni odkrywkowej węgla brunatnego Adamów w wielkopolskiej gminie Przykona. W tym przypadku w roli inwestora ma wystąpić koncern Energa. Farma PV GRYF – bo tak się ma nazywać to przedsięwzięcie, realizowane tuż po powstającej obecnie farmy wiatrowej – ma składać się z ponad 69,5 tys. paneli o łącznej mocy zainstalowanej 19,83 MW.
Jak poinformowała spółka, projekt uzyskał warunki przyłączenia do sieci elektroenergetycznej, a 13 listopada 2019 r. wydane zostało pozwolenie na budowę. Zgodnie z harmonogramem w II kwartale 2020 r. spółka powinna uzyskać pozwolenie na budowę linii SN.
Słońca najwięcej w Lubelskiem
Wizja pokrytych panelami fotowoltaicznymi pogórniczych hałd przemawia do wyobraźni, ale jak przy każdej inwestycji, tak i tutaj kluczową sprawą pozostaje bilans niezbędnych nakładów, ewentualnego wsparcia finansowego z zewnątrz i potencjalnych zysków. W przypadku tej pierwszej kwestii eksperci zwracają uwagę na 90-procentowy cen spadek paneli, jaki dokonał się na przestrzeni ostatniej dekady oraz zniesienie przez Komisję Europejską jesienią 2018 r. antydumpingowych ceł na ogniwa i panele fotowoltaiczne z Chin (a to właśnie na ten kraj przypada ponad połowa całej światowej produkcji tych elementów). Nie zmienia to jednak faktu, że koszty inwestycji w fotowoltaikę idą w miliony – koszt całego projektu energetyki słonecznej w PGG obliczany jest na ok. 300 mln zł. W tym przypadku spółka liczy, że będzie mogła uzyskać nawet 80 proc. wsparcia ze środków UE w ramach programu Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej mającego na celu zmniejszenie emisyjności przemysłu.
W zależności od tego jaki będzie montaż finansowy inwestycji, różnie może wyglądać okres jej spłaty. W przypadku pilotażowej instalacji na Centrum Usług Wspólnych JSW mowa była o niespełna 10 latach, w przypadku farmy na wrocławskich wieżowcach (tam spółdzielnia sfinansowała inwestycję z dotacji i pożyczek udzielonych przez NFOŚiGW oraz WFOŚiGW we Wrocławiu) usłyszeć można o 6 latach. Nie można jednak wykluczyć, że okres ten się skróci, gdyż już po pierwszym roku funkcjonowania instalacji okazało się, że wyprodukowała o 10 proc. energii więcej aniżeli zakładano.
To jednak tylko część prawdy. Specjaliści zwracają uwagę na fakt, że w polskich realiach 80 proc. całkowitej rocznej sumy nasłonecznienia przypada na sześć miesięcy sezonu wiosenno-letniego (od początku kwietnia do końca września), a zimą czas operowania słońca skraca się do 8 godzin dziennie. Ponadto istnieją różnice regionalne. Jak szacują eksperci najdogodniejsze warunki w Polsce do wykorzystywania energii słonecznej posiada województwo lubelskie, gdzie notowane są największe roczne sumy promieniowania słonecznego. Wysokie miejsce w tym zestawieniu zajmują też województwa łódzkie i świętokrzyskie. Najmniejsze z kolei roczne sumy promieniowania słonecznego występują w woj. śląskim.
Michał Wroński
Dziennikarz w PortalSamorzadowy.pl
Czytelnik Biuletynu Górniczego zwrócił się o wyjaśnienie, czy po wejściu w życie nowej ustawy z dnia 11 września 2019 r. Prawo zamówień publicznych (dalej: „nowe PZP”), czyli po 1 stycznia 2021 r., sektor wydobywczy nadal będzie zobowiązany do organizowania procedur zamówieniowych.
Zarówno ustawa z dnia 29 stycznia 2004 r. Prawo zamówień publicznych (dalej: „PZP z 2004 r.”), obowiązująca co do zasady do postępowań wszczętych do dnia 31 grudnia 2020 r., jak i przepisy nowego PZP – określają cechy charakterystyczne podmiotów, które podlegają pod reżim procedur udzielania zamówień publicznych.
W chwili obecnej, w celu ustalenia czy dany podmiot kwalifikuje się jako zamawiający sektorowy z branży wydobywczej – należy zweryfikować dwa przepisy o zamówieniach publicznych, tj. art. 3 oraz 132 PZP z 2004 r. Natomiast, nowe PZP odsyła do jednego przepisu, tj. art. 5 nowego PZP. Ponadto, należy brać pod uwagę przepisy ustawy z dnia 9 czerwca 2011 r. Prawo geologiczne i górnicze (dalej: „Prawo geologiczne i górnicze”).
Zamawiający sektorowi
Przepisy nowego PZP, podobnie jak PZP z 2004 r., stosuje się do zamawiających sektorowych, którymi są:
Przepis art. 5 nowego PZP nie ma identycznego brzmienia, jak obecnie obowiązujący art. 3 ust. 1 pkt 4 PZP z 2004 r. – jednakże sens obu regulacji pozostaje ten sam – co zdecydowanie przyczyni się poprawnej weryfikacji czy na gruncie nowego PZP dotychczasowi zamawiający sektorowi nadal podlegają pod reżim zamówień publicznych. Przepisy art. 5 nowego PZP – poprzez wyodrębnienie punktów i podział treści przepisu – jest bardziej klarowny niż dotychczasowa regulacja.
Warto nadmienić, że krajowi zamawiający sektorowi odpowiadają podmiotom zamawiającym w rozumieniu art. 4 dyrektywy sektorowej.
Działalność sektorowa – wydobycie paliw
Zamawiający sektorowi, odmiennie niż zamawiający publiczni, są wyodrębnieni nie tylko ze względu na kryteria podmiotowe, ale również ze względu na kryterium przedmiotowe – prowadzenie działalności w ściśle określonych w nowym PZP – sektorach gospodarczych.
Jak wskazano w uzasadnieniu do projektu nowego PZP – zakres działalności sektorowej został określony w nowym PZP na wzór przepisów art. 7-14 dyrektywy sektorowej, łącznie z włączeniami dotyczącymi prowadzenia działalności sektorowej jako działalności ubocznej. Inaczej niż dotychczas wyłączenia te, w ślad za prawem europejskim, będą dotyczyły jedynie zamawiających sektorowych niebędących zamawiającymi publicznymi.
Zgodnie z nowym PZP z działalnością sektorową związane są następujące branże: gospodarki wodnej, energii elektrycznej, gazu i energii cieplnej, transportu publicznego, portów, przystani i portów lotniczych, usług pocztowych, wydobycia paliw.
Ostatnia ze wskazanych branż zdefiniowana jako branża „wydobycia paliw” to działalność polegająca na wydobyciu ropy naftowej lub gazu i ich naturalnych pochodnych oraz poszukiwaniu lub wydobyciu węgla brunatnego, węgla kamiennego lub innych paliw stałych (art. 5 ust. 4 pkt 7 nowego PZP).
Zgodnie z obecnie obowiązującą regulacją PZP z 2004 r., jedną z działalności sektorowej jest: wydobycie ropy naftowej lub gazu i ich naturalnych pochodnych oraz poszukiwania lub wydobycie węgla brunatnego, węgla kamiennego lub innych paliw stałych (art. 132 ust. 1 pkt 1 PZP z 2004 r.).
Porównanie obu przepisów wskazuje, że zakres działalności związany z poszukiwaniem i wydobyciem paliw – pozostaje bez zmian. Występująca różnica to jedynie nazwanie tej działalności sektorowej jako właśnie „wydobycie paliw”. Tym samym, na gruncie przepisów o zamówieniach publicznych, które wejdą w życie na początku stycznia 2021 r. – szeroko pojęty sektor wydobywczy – który dotychczas podlegał pod reżim zamówień publicznych – nadal będzie zobowiązany do stosowania procedur zamówieniowych.
Prawa szczególne lub wyłączne
Należy pamiętać, że możliwość poszukiwania i wydobywania paliw wymaga uzyskania odpowiedniej koncesji. Działalność tego sektora gospodarki prowadzona jest według zasad ściśle określonych w przepisach prawa, w szczególności w oparciu o Prawo geologiczne i górnicze. Oznacza to, że wykonywanie działalności związanej w wydobyciem paliw – jest objęte prawem szczególnym lub wyłącznym (według znaczenia przypisanego tym prawom na podstawie przepisów o zamówieniach publicznych). W treści art. 5 ust. 2 nowego PZP zdefiniowane zostały prawa szczególne lub wyłączne. Podobnie jak zakres działalności sektora „wydobycia paliw” – również i definicja praw szczególnych lub wyłączanych nie uległa zmianie względem odpowiednika z art. 3 ust. 2 PZP z 2004 r. Potwierdza to również, że na gruncie nowego PZP szeroko pojęty sektor wydobywczy nadal będzie zobowiązany do stosowania procedur zamówieniowych.
Konieczna weryfikacja
Mimo generalnej reguły, iż po dniu 1 stycznia 2021 r. krąg dotychczasowych zamawiających nie ulegnie zmianie to – przed tą datą – każdy z podmiotów dotychczas zobowiązanych do stosowania prawa zamówień publicznych powinien zweryfikować, czy podlega pod rygor nowego PZP, w szczególności dotyczy to zamawiających prowadzących jedną z działalności sektorowej, co do której wprowadzono włączenia związane z działalnością uboczną.
Jeżeli zaistnieje taka potrzeba to również należy dokonać modyfikacji wewnętrznych dokumentów, w którzy przywoływano status zamawiającego w oparciu o przepisy PZP z 2004 r.
Agnieszka Zaborowska
Adwokat specjalizująca się w procesie udzielania
i realizacji zamówień publicznych,
założyciel Kancelarii Adwokackiej Zaborowska
