Lubelski Węgiel Bogdanka w minionym roku wypracował aż 276,1 mln zł zysku netto i zakończyła rok z rekordową produkcją na poziomie 9,9 mln ton oraz sprzedażą na poziomie 10 mln ton. Coraz lepsze wyniki notują też inne polskie spółki. W tym roku mogłoby być jeszcze lepiej, lecz na przeszkodzie stoi polityka dekarbonizacji prowadzona przez Unię Europejską.
- Ta okrągła liczba sprzedanego węgla pokazuje skalę działalności firmy i znaczenie rynkowe. W tej chwili nasz udział w rynku krajowym wynosi ponad 29 proc. Należy przy tym pamiętać, że węgiel z Bogdanki trafia przede wszystkim do polskich odbiorców pozytywnie wpływając tym samym na bezpieczeństwo energetyczne kraju. Jesteśmy stabilnym i wiarygodnym dostawcą surowca dla energetyki zawodowej – podkreśla Artur Wasil, prezes Zarządu LW Bogdanka. Dodajmy, że w pierwszej połowie ubr. udało się Bogdance rozszerzyć sprzedaż na Ukrainę. - Już w 2020 roku mimo trudnego czasu nie wstrzymaliśmy wydatków inwestycyjnych, prowadzone były prace przygotowawcze, tak, by móc maksymalizować zdolności wydobywcze w przyszłości. Bez wcześniejszych prac nie udałoby nam się osiągnąć takich wyników – podkreśla Artur Wasilewski, z-ca prezesa ds. ekonomiczno-finansowych LW Bogdanka. Jednocześnie trzeba pamiętać, że rok 2021 był czasem pandemii. - W Bogdance wciąż obowiązują zasady sanitarne mające na celu niwelowanie rozprzestrzeniania się wirusa. Trzeba podkreślić, że osiągnięcie takich wyników możliwe było dzięki wytężonej pracy naszej załogi i konsekwentnej realizacji założeń produkcyjnych. – mówi Adam Partyka, z-ca prezesa ds. pracowniczych i społecznych LW Bogdanka. Przed Bogdanką i innymi naszymi spółkami otwierają się nowe możliwości, bo popyt na węgiel i jego ceny szybko rosną. Rozwijające się kraje azjatyckie pilnie potrzebują węgla kamiennego dla swojej energetyki. O jego znaczeniu w światowej gospodarce niech świadczy fakt, że podstawowe informacje o stanie importu węgla na świecie pochodzą ze źródeł amerykańskiej Centralnej Agencji Wywiadowczej (CIA). - Proces wzrostu cen paliw zostanie jeszcze wzmocniony przez pakiet Fit for 55, a zwłaszcza przez rewizję dyrektywy o opodatkowaniu energii czy też objęcie sektorów budownictwa i transportu systemem handlu emisjami - prognozuje ekspert branży energetycznej Szymon Kowalski.
Ceny węgla doszły już do 300 dolarów za tonę. Ceny te rosną po pierwsze z powodu mroźnej zimy, a po drugie dlatego, że Indonezja, drugi jego światowy eksporter, w grudniu wstrzymała do odwołania eksport swojego węgla. W dodatku japońskie zakłady użyteczności publicznej starają się obecnie kupować węgiel z dostawą na luty i marzec. Są jednak trudności z zawieraniem tego rodzaju transakcji, bo w rejonie Pacyfiku nie ma zbyt wielu jego dostawców. Przeglądając azjatycki rynek węgla kamiennego można spodziewać się, że sytuacja taka będzie trwała. Przede wszystkim dlatego, że pięciu pierwszych importerów na świecie znajduje się w Azji. Są to kolejno: Chiny, Japonia, Indie, Korea Południowa i Tajwan. Skala importu trzech pierwszych państw wydaje się być równorzędna przynajmniej w wymiarze finansowym wynoszącym ok. 15 – 16 mld dolarów w 2021 roku. Odpowiadały one za 66 proc. światowego importu węgla. Dwa kolejne kraje na szóstej i siódmej pozycji to Wietnam i Turcja, to też państwa azjatyckie. Na drugim miejscu są europejscy importerzy z 12,4 proc. udziałem finansowym importu. Trzy państwa są jego liderami. Na ósmym miejscu na świecie - co warto podkreślić - są Niemcy, na dziesiątym Ukraina i na piętnastym miejscu jest Polska. Nasz import węgla w minionym roku kosztował ok. 1 mld dolarów i był o 40 proc. niższy aniżeli rok przedtem. Związkowcy ostro krytykują import węgla do Polski. Podobnie uważa wielu polityków. - Tendencja w Unii Europejskiej jest bardzo niepokojąca. Marginalizujemy węgiel i nasz przemysł wydobywczy, jednocześnie uzależniając się od krajów trzecich. Z jednej strony gaz, z drugiej surowce i komponenty potrzebne do produkcji odnawialnych źródeł jak fotowoltaika czy wiatraki albo akumulatorów samochodów elektrycznych. Europa staje się energetycznie niestabilna, uzależniona od krajów trzecich. Istnieje ogromne zagrożenie, że w przypadku zerwania tych łańcuchów dostaw system energetyczny, jak i cała transformacja energetyczna posypią się jak domek z kart - uważa europoseł PiS Grzegorz Tobiszowski. Przypomina, że system EU ETS w założeniach miał pobudzać do inwestycji proekologicznych. - Dziś widzimy, że jest systemem opresyjnym, zwłaszcza dla takich gospodarek jak Polska, która coraz mocniej stawia na dywersyfikację źródeł energii i zmienia swój miks energetyczny. Ponad 60 proc. ceny energii to koszt zakupu zezwoleń na emisję CO2 - podkreśla Tobiszowski. - Już w kwietniu 2020 na posiedzeniu komisji przemysłu ITRE zadałem komisarzowi Bretonowi szereg pytań związanych z wsparciem sektorów energetycznych i energochłonnych. Roczny koszt wykupu emisji dla polskiego sektora ciepłownictwa wynosił wówczas 2 mld zł, dla hutnictwa 750 mln zł, a dla polskiej energetyki 2,9 mld zł. Łącznie to ponad 5,5 mld zł. A to wyliczenia z czasu, gdy uprawnienia kosztowały trzy razy mniej niż dziś. Apelowałem wówczas o zamrożenie sytemu ETS, przynajmniej na czas pandemii, by chronić miejsca pracy i utrzymać poziom inwestycji firm produkcyjnych. Warto jednak zwrócić uwagę, że dzięki niskiej cenie energii w Polsce i kilku innych krajach, nasze firmy są konkurencyjne na unijnym rynku. Kiedy cena energii rośnie, rosną tym samym koszta i polskie towary i usługi stają się mniej atrakcyjne. Zwróćmy uwagę, że bezpieczeństwo energetyczne związane jest ze stabilnością i ciągłością dostaw energii, ale również z ceną energii. Jeśli ona jest za wysoka to gospodarka traci konkurencyjność - zauważa Tobiszowski.
Ubiegły rok w znacznym stopniu pokazał też, jak ważne jest, by roztropnie planować miksy energetyczne. Uwidocznił też okresową niestabilność odnawialnych źródeł energii (OZE). Przykładowo w Wielkiej Brytanii udział OZE w miksie energetycznym w 2020 r. wyniósł 25 proc., a w 3 kwartałach 2020 r. tylko 7 proc.. W lutym i grudniu brak wiatru zasilającego szwedzkie farmy wiatrowe spowodował, że kraj ten ratował się importując energię między innymi z Polski – wytworzoną z węgla. - Wyraźnie widzimy jak w polityce klimatycznej ważne jest zachowanie stabilności systemu energetycznego i spojrzenia przez pryzmat gospodarki. Przykład tak stawiającej na OZE Szwecji pokazuje, że w obliczu kryzysu nikt nie patrzy, z czego wyprodukowana jest energia - w tym przypadku z węgla. Jeśli niedoborami energii albo ogromnymi cenami doprowadzimy do kryzysu gospodarczego, wszystkie założenia klimatyczne i redukcje emisji przestaną mieć znaczenie. Budując naszą wizję bezpieczeństwa energetycznego musimy zwracać uwagę na stabilność i ciągłość dostaw energii, a także stabilność jej ceny - komentuje europoseł Tobiszowski.
Rok 2021 to czas wzrostu cen surowców - węgla, gazu i ropy naftowej. Najwyższe ceny surowce te osiągnęły jesienią. Surowce te działają na zasadzie domina i wydarzenia wpływające na jeden z nich natychmiast mają odzwierciedlenie w popycie na pozostałe. Odchodząc od węgla wiele krajów Unii Europejskiej wybrało gaz jako paliwo przejściowe do czasu odpowiedniego rozwinięcia OZE. Tyle że w związku z ubogimi złożami na terenie UE, kraje wspólnoty uzależnione są od dostaw z zewnątrz. Problemy z dostawami, które rozpoczęły się w ubiegłym roku i trwają do dziś doprowadziły do ogromnych wzrostów cen, a jednocześnie zwiększenia popytu na węgiel i ropę.
Dlatego też w 2021 odnotowano najwyższe ceny gazu i energii elektrycznej w historii polskiego rynku. Cena energii przekroczyła w notowaniach terminowych barierę 900 zł/MWh, a na rynku produktów spotowych barierę 1600 zł/MWh, gdzie ceny energii elektrycznej wzrosły o 400 proc., a gazu aż o 600 proc. Wzrosty cen dotyczą całej Unii Europejskiej. Jak wynika z raportu, przygotowanego na zlecenie eurodeputowanego PiS i b. wiceministra energii Grzegorza Tobiszowskiego wiele wskazuje, że ceny dalej będą rosnąć. Za publikację odpowiada ekspert branży energetycznej Szymon Kowalski, który od ponad dekady jest związany z sektorem energetycznym i był zatrudniony na stanowiskach menadżerskich w największych polskich grupach energetycznych. Z raportu wynika, że główne powody wzrostów to wzrost cen surowców oraz cen uprawnień do emisji CO2 w ramach systemu EU ETS (European Union Emissions Trading System - System handlu emisjami Unii Europejskiej), na który Polski Krajowy System Energetyczny jest szczególnie wrażliwy. Wynika to z tego, że ponad 70 proc. energii wytwarzanej w naszym kraju pochodzi z węgla kamiennego i brunatnego, a 8 proc. z gazu ziemnego. To wiąże się z koniecznością kupowania uprawnień w ramach systemu EU ETS. Jedna jednostka jednostka EUA (European Union Allowances - Pozwolenia Unii Europejskiej) pozwala na wyprodukowanie jednej tony CO2. W raporcie wskazano, że ceny uprawnień w ciągu minionego roku wzrosły o 300 proc. i pod koniec 2021 r. osiągnęły poziom 90 euro za tonę CO2, a według niektórych prognoz w tym roku mogą osiągnąć poziom 100 euro.
W raporcie wyjaśniono też, że system handlu uprawnieniami, do którego Polska przystąpiła w 2014 r, działa jak giełda, a EUA stały się poniekąd papierami wartościowymi. Wiele małych firm energetycznych i ciepłowniczych, by zachować płynność finansową, sprzedało EUA na kolejne lata z nadzieją, że potem je odkupią po podobnych cenach. Nastąpiła jednak kumulacja kilku czynników, które znacznie zwiększyły popyt na EUA, a tym samym znacznie wzrosła ich cena. Zwrócono też uwagę, że niższe niż w latach ubiegłych temperatury jesienią i zimą spowodowały zwiększenie zapotrzebowania na energię. Kolejnym czynnikiem jest polityka klimatyczna Unii Europejskiej, a w szczególności ogłoszone założenia pakietu Fit for 55, których celem jest obniżenie emisji gazów cieplarnianych o 55 proc. do 2030 roku. To oznacza, że w kolejnych latach pula uprawnień do emisji CO2 będzie sukcesywnie malała, co dalej będzie podnosić ich cenę. Przedsiębiorstwa już dziś zaopatrują się w uprawnienia “na zapas”. Większy popyt na EUA wykorzystały firmy i instytucje, które wcześniej je kupiły. Jak zauważa Grzegorz Tobiszowski do systemu dopuszczone są także instytucje finansowe, co otwiera drogę do spekulacji na rynku uprawnień. W momencie gdy pojawia się większe zapotrzebowanie na energię z węgla i gazu, pojawia się również większe zapotrzebowanie na zakup EUA. Jeśli dodatkowo te uprawnienia kupują instytucje nie związane z produkcją, to działania te sztucznie podbijają cenę, a na handlu uprawnieniami do emisji zarabiają instytucje bez angażowania się w inwestycje związane ze źródłami „zielonej” czyli bezemisyjnej energii, co było główną motywacją wprowadzenia systemu handlu emisjami.
