Górnictwo w Polsce: szanse i zalety vs wady i ryzyka

Trwają prace nad przygotowaniem nowej strategii dla sektora węgla kamiennego na lata 2016-2030. Wszystkie działania w sektorze węgla kamiennego podejmowane przez państwo będą pod lupą Brukseli, ponieważ Komisja Europejska bada je pod kątem pomocy publicznej, która dozwolona jest tylko w przypadku likwidacji kopalń.

Mocne strony sektora:

– znaczne – pod względem ilościowym oraz jakościowym – zasoby węgla kamiennego (na koniec 2015 r. zasoby operatywne dla całości złóż, na które krajowi producenci posiadają koncesje wynosiły 3,3 mld ton); w przypadku węgla koksowego będącego bazą do produkcji stali Jastrzębska Spółka Węglowa jest jego największym producentem w UE – wybiera jedyne tak znaczne złoża w tej części Europy. Polska jest największym w UE i drugim w Europie (po Rosji) producentem węgla kamiennego;

– kompleksowe zarządzanie procesem produkcyjno-sprzedażowym. To, co wyjeżdża z dołu kopalni nie jest finalnym węglem sprzedawanym odbiorcom – do tego potrzeba jeszcze zakładów przeróbczych znajdujących się właśnie przy kopalniach. Dopiero tam powstaje surowiec, który trafia do klienta;

– potencjał technologiczny. Coraz lepsze wyposażenie kopalń w nowoczesne maszyny powoduje, że efektywność wydobycia jest większa;

– wysoki stopień rozpoznania zagrożeń naturalnych. Wiedza na ich temat oraz skuteczna profilaktyka przeciwdziałania zagrożeniom naturalnym; kopalnie węgla kamiennego wydają rocznie ponad 1 mld zł na profilaktykę zagrożeń, dlatego choć wydobycie schodzi coraz głębiej (średnio kilka metrów rocznie), wciąż jest możliwe;

– dobre rozpoznanie krajowego rynku odbiorców. Tzw. duża energetyka kontrolowana przez państwo nie może importować węgla. Teraz celem spółek węglowych ma być również odzyskanie pozycji na rynku ciepłowniczym;

– szeroki asortyment. Węgiel z polskich kopalń używany jest zarówno w energetyce i ciepłownictwie, koksownictwie i przez klientów indywidualnych.

– rozwinięta sieć autoryzowanych sprzedawców, sprzedaż węgla przez internet wraz z dostawą do domu dla klientów indywidualnych;

– wysoki potencjał możliwości przetwarzania węgla. Wykorzystanie węgla w chemii jest jednym z pomysłów na jego lepsze zagospodarowanie. Grupa Azoty ma gotowe studium wykonalności do zbudowania instalacji zgazowania węgla na powierzchni;

– doświadczenie i kwalifikacje górników. A do tego specjalistyczne zaplecze akademickie: AGH czy Politechnika Śląska;

– silne związki górnictwa z otoczeniem. Proces wydobycia na Śląsku i Lubelszczyźnie, gdzie koncentruje się produkcja, jest znacznie lepiej rozumiany i przyjmowany;

– możliwość zastosowania zróżnicowanych rozwiązań wobec poszczególnych kopalń, w tym ich integracji technicznej w zakłady wielooddziałowe. Przykładem może być łączenie kopalń w Polskiej Grupie Górniczej, gdzie z 11 kopalń zostało 5;

– jeden większościowy właściciel (bezpośredni lub pośredni) wszystkich podmiotów sektora (Skarb Państwa). Wyjątkiem była sprywatyzowana w 2010 r. Bogdanka, ale od 2015 r. 60 proc. jej akcji należy do kontrolowanej przez Skarb Państwa Enei. Prywatnym zakładem pozostaje należąca do czeskiego EPH kopalnia Silesia.

Słabe strony sektora:

– proces produkcyjny cechujący się niekorzystnym oddziaływaniem na środowisko. Degradacja środowiska w przypadku górnictwa głębinowego to problem nierozwiązywalny. A koszty szkód górniczych to znaczący udział wydatków kopalń;

– słaba elastyczność dostosowywania zdolności produkcyjnych do zapotrzebowania na węgiel. Nie ma możliwości stworzenia frontów rezerwowych, które byłyby używane w przypadku koniunktury, a zatrzymywane w przypadku dekoniunktury na wzór „rezerwy zimnej” w energetyce;

– niekorzystna lokalizacja części zasobów (np. pod terenami silnie zurbanizowanymi, co znacząco podnosi koszty ich wydobycia);

– nieefektywne struktury organizacyjne kopalń i spółek, skutkujące wydłużaniem procesów decyzyjnych oraz niska efektywność przepływu informacji – proces decyzyjny w spółkach węglowych jest długi i skomplikowany;

– niski stopień wykorzystania potencjału maszynowego – czas pracy maszyn i urządzeń, który w wielu kopalniach nie przekracza 40 proc. czasu dostępności ściany; To efekt złej organizacji pracy. Maszyna „czeka” aż górnik przyjdzie do pracy, a gdy z niej wychodzi ten, który go zastąpi, dopiero do pracy idzie (w dużym uproszczeniu). Sprzęt stoi niewykorzystywany. [To problem znany także w innych sektorach, np. w szpitalach bloki operacyjne są niewykorzystywane w godzinach popołudniowych i wieczornych oraz w weekendy – przyp. red.]

– konieczność modernizacji części kopalń o dużych złożach, co niesie za sobą spore koszty inwestycyjne; większość polskich kopalń jest bardzo stara. Ostatnią nową kopalnią zbudowaną od podstaw jest Budryk, który zaczął pracę w latach 90. XX w.;

– niekorzystna struktura zatrudnienia oraz ograniczone możliwości mobilności zawodowej pracowników, w tym również mobilności wewnętrznej; w większości kopalń obowiązują gwarancje zatrudnienia, np. w JSW do 2021 r., w PGG do 2020 r. (chodzi o pracowników dołowych);

– niska optymalizacja systemów pracy; coraz dłuższe drogi transportu podziemnego, co wydłuża czas dotarcia do stanowiska pracy, konieczność kilkugodzinnego rozruchu po dniach wolnych;

– nadreprezentacja strony społecznej, przy znacznym stopniu jej rozdrobnienia powodująca utrudnienia w wypracowywaniu jednolitych stanowisk. Uzwiązkowienie w górnictwie wynosi ponad 100 proc., bo górnicy często należą do więcej niż jednego związku zawodowego. Organizacji związkowych jest zaś ponad sto. Bez zmiany ustawy o związkach zawodowych większe działania nie będą możliwe;

– niski udział elementów motywacyjnych w systemach wynagradzania oraz brak powiązania między wzrostem wynagrodzeń, a produktywnością i wydajnością pracy. Czternasta pensja, która w założeniu była związana z zyskiem przedsiębiorstwa dziś musi być wypłacana bez względu na wynik. Górnicza pensja ma ponad 20 składników. Sztywne wynagrodzenia to koszty stałe, dlatego płace stanowią 60 proc. kosztów stałych w spółkach węglowych. To zdecydowanie za dużo. Dla porównania w KGHM to ok. 20-25 proc.;

– niska wydajność pracy (poniżej 800 t na pracownika na rok). Najwyższą wydajność mają Bogdanka i Silesia, śląskie kopalnie są daleko w tyle;

– niewystarczający zakres inwestycji odtworzeniowych oraz wysokie koszty inwestycji górniczych przy długim czasie ich realizacji i ograniczonym poziomie środków finansowych w stosunku do potrzeb inwestycyjnych. Banki i instytucje finansowe na całym świecie wycofują się z inwestycji węglowych, dlatego pozyskanie finansowania staje się bardzo trudne. Inwestycje w górnictwie są także nieprzewidywalne, choćby z powodów geologicznych. Drążenie nowego szybu może trwać kilka lat;

– niska elastyczność kosztowa spowodowana dużym udziałem kosztów stałych w kosztach ogółem, w części kopalń udział kosztów stałych przekracza 80 proc. kosztów produkcji;

– bardzo zła sytuacja finansowa. W ostatnich latach straty netto sektora liczone są w miliardach złotych. Spółki węglowe mają niską płyność finansową lub nawet ją tracą, mają też duże zobowiązania (przekłada się to na drastyczne pogorszenie sytuacji finansowej firm z otoczenia górnictwa).

Szanse branży daje:

– obowiązek realizacji polityki bezpieczeństwa energetycznego przez państwo oraz możliwość prowadzenia przez organy państwowe jednolitej, efektywnej polityki węglowej. Rząd zakłada, że to właśnie węgiel, z którego produkujemy obecnie ok. 84 proc. energii elektrycznej, wciąż w najbliższych latach będzie podstawą naszej gospodarki;

– renta geograficzna, czyli korzystne położenie kopalń w stosunku do ich największych klientów w tym tych zagranicznych, jak Niemcy i Czechy, które będą zamykać kopalnie;

– wysokie zapotrzebowanie na moc szczytową w sezonie letnim, co może przyczynić się do wdrożenia efektu zachęty do utrzymywania odpowiedniego wolumenu mocy sterowalnej w systemie elektroenergetycznym, a w konsekwencji stać się czynnikiem sprzyjającym dodatkowej podaży na węgiel kamienny. planowana koncepcja tzw. rynku mocy w Polsce może się okazać bardzo ważnym elementem poprawy kondycji polskich kopalń;

– bliska lokalizacja znacznej liczby kluczowych klientów. Ok. 35 proc. odbiorców sektora energetyki zawodowej zlokalizowanych jest w województwach śląskim i małopolskim, co powoduje, że transport węgla do nich jest stosunkowo tani;

– dobra infrastruktura Górnośląskiego Ośrodka Przemysłowego – dobra jakość połączeń pomiędzy kopalniami i kluczowymi odbiorcami;

– możliwość rozwoju czystych technologii węglowych dla sektora elektroenergetyki. Ministerstwo Energii zapowiada budowę nowych bloków węglowych o wysokiej sprawności. Ponieważ nowocześniejsze jednostki spalają mniej węgla większa efektywności bloku węglowego o 1 pkt proc. oznacza zmniejszenie emisji CO2 o 2 pkt. proc.;

– rozwój techniczny w obszarze górnictwa, umożliwiający zwiększanie bezpieczeństwa pracy i koncentracji wydobycia;

– możliwość zwiększenia produkcji tzw. ekoasortymentu. Chodzi o m.in. tzw. ekogroszki, czyli najczystsze paliwo węglowe, które może być spalane przez odbiorców indywidualnych;

– silne krajowe zaplecze badawczo – rozwojowe sektora górnictwa węgla kamiennego (np. Główny Instytut Górnictwa z kopalnią doświadczalną Barbara i Centrum Czystych Technologii Węglowych, czy Instytut Chemicznej Przeróbki Węgla);

– procesy integracji kapitałowej między producentami węgla oraz sektorem energetycznym oraz, w dalszej perspektywie, możliwość procesów integracji funkcjonalnej pomiędzy krajowymi producentami węgla.

PGE, Energa i PGNiG Termika zainwestowały już po 500 mln zł w PGG, Enea za 1,4 mld zł kupiła akcje Bogdanki, ma też zainwestować 350 mln zł w Katowickim Holdingu Węglowym. Tauron z kolei kupił kopalnię Brzeszcze. Niewykluczone, że dziś działające osobno spółki węglowe mogą być łączone (związki zawodowe dążą do powrotu koncepcji Polskiego Węgla, czyli jednego dużego podmiotu skupiającego wszystkie kopalnie);

– poprawa i ustabilizowanie sytuacji na rynkach węglowych. Są już pierwsze sygnały dotyczące odbicia cen węgla zarówno energetycznego, jak i koksowego, jednak eksperci na razie przestrzegają przed hurraoptymizmem, a na pewno studzą zapał w prognozach długoterminowych;

Zagrożenia niesie:

– duża zależność krajowego rynku węgla od sytuacji na światowych rynkach węgla i innych surowców energetycznych. Ceny węgla kamiennego są zazwyczaj pochodnymi cen ropy naftowej i gazu. Patrząc na prognozy dla tych surowców trudno jest jednoznacznie przewidzieć, co się będzie działo. Wiele też zależeć będzie od popytu Chin na czarne złoto, ale i podaży paliwa w tym kraju (to największy producent – odpowiada za połowę globalnego wydobycia);

– nadwyżka węgla kamiennego na rynkach globalnych, jak i na rynku krajowym. Szacowana nadwyżka na rynku krajowym to nawet 15-20 mln ton rocznie przy wydobyciu na poziomie ok. 70 mln ton. Na rynkach światowych do nadwyżki przyczyniły się m.in. Stany Zjednoczone po udanej rewolucji łupkowej;

– konkurencja ze strony importerów węgla, szczególnie z kierunku wschodniego. Stabilność cen węgla na poziomie ok. 60 dolarów za tonę w przypadku węgla energetycznego nadal będzie sprzyjać importowi przy dzisiejszych kosztach wydobycia w polskich kopalniach. Rząd pracuje nad opłatami dla węgla importowanego spoza UE, ale możliwość ich wprowadzenia oceniana jest bardzo nisko;

– wzrastająca konkurencyjność innych nośników energii na rynku krajowym, jak również na europejskich rynkach energii elektrycznej (energetyka wiatrowa; rząd podtrzymuje też plan rozwoju energetyki jądrowej);

– uzależnienie możliwości wydobycia od miejscowych planów zagospodarowania przestrzennego i wynikające z tego trudności negocjacyjne, wydłużające nadmiernie proces udostępniania nowych złóż;

– brak rozwiązań prawnych zabezpieczających strategiczne złoża węgla kamiennego przed niekorzystnymi z punktu perspektywicznej zabudowy zmianami na powierzchni, co w konsekwencji skutkuje podniesieniem kosztów ich udostępniania lub wręcz uniemożliwia dostęp do nich. Przykładem może być kopalnia Halemba, której budowa autostrady A4 uniemożliwiła wydobycie ok. 100 mln ton węgla;

– coraz ostrzejsza polityka klimatyczna Unii Europejskiej, prowadząca do wzrostu kosztów produkcji oraz zużycia węgla kamiennego, a tym samym zmniejszająca konkurencyjność tego surowca na krajowym rynku;

– zaostrzenie norm środowiskowych. Nie wiadomo, jak w kolejnych latach będą się kształtować opłaty za emisję CO2. Od 2021 r. do systemu handlu emisjami ETS dołączy także metan, który jest 21 razy bardziej emisyjny niż CO2. Przy wydobyciu węgla kamiennego w Polsce uwalnia się niemal 1 mld m3 metanu rocznie, z czego tylko około 1/3 jest wychwytywana. Na razie nie wuadomo, ile będzie kosztować emisja tego gazu;

– sezonowość sprzedaży. Brak jest instrumentów, które niwelowałyby negatywne skutki sezonowości;

– wysoki stopień uzależnienia ekspedycji węgla od jednego przewoźnika (PKP Cargo);

– konsolidacja rynku dostawców dla górnictwa węgla kamiennego, skutkująca wzrostem ich siły przetargowej;

– pojawienie się na krajowym rynku węglowym nowych producentów węgla kamiennego.

Jest już kilka projektów budowy nowych kopalń – wszystkie zgłoszone przez zagraniczne firmy, m.in. z Australii – żadna nie wystąpiła jednak o koncesję wydobywczą. Inwestorzy chcący budować w Polsce deklarują, że ich węgiel trafiałby głównie na eksport;

– wzrost importu węgla z dotychczas marginalnych dla polskiego rynku kierunków: Australii, RPA, USA, Mozambiku. To konsekwencja bardzo niskich opłat frachtowych, a także rozbudowy portów morskich.