Aktywa najwyższego ryzyka. Plany dla węgla brunatnego czeka urealnienie [RAPORT SPECJALNY DGP]

W styczniu bez wielkiego echa przemknęła wiadomość o przegranej przez Polskę sprawie przed Trybunałem Sprawiedliwości Unii Europejskiej. Sąd w Luksemburgu przypieczętował sprawę kwoty 68,5 mln euro, potrąconej z należnych Polsce funduszy unijnych w związku z niewstrzymaniem wydobycia w kopalni węgla brunatnego Turów, co w ramach zabezpieczenia zarządził niespełna 5 lat temu Trybunał. Co ciekawe, ostateczna decyzja sędziów zanegowała wcześniejszą opinię rzeczniczki generalnej TSUE, która kilka miesięcy wcześniej przychyliła się w tej sprawie do stanowiska Warszawy. Zgodnie z nim polsko-czeska ugoda doprowadziła do wygaszenia zasądzonych środków tymczasowych z mocą wsteczną, a tym samym KE straciła podstawy do potrącenia naliczonej Polsce kary.

Kilkadziesiąt milionów euro grzywny, które przez ponad cztery miesiące „uzbierały się” na polskim koncie, to sporo, ale nie warto kaprysić, jeśli byłaby to cena utrzymania bezpieczeństwa energetycznego znacznej części kraju – dla którego, co do czego panuje dość szeroki konsensus wśród ekspertów, praca Turowa była niezbędna. Nawet jeśli do pełnego rachunku wieloletniej awantury o Turów trzeba by jeszcze dołożyć koszt zawartej ze stroną czeską ugody (45 mln euro rekompensaty oraz koszt uzgodnionych z sąsiadami inwestycji ograniczających oddziaływanie kopalni na środowisko).

Znaczenie dywagacji nad tym, czy eskalacja konfliktu z Czechami i, w konsekwencji, wypłata istotnej części z dziesiątek milionów euro kar były do uniknięcia, a także ewentualnych zarzutów wobec jakości i staranności postępowania środowiskowego dla kopalni powinno w zasadzie pierzchnąć w obliczu jednej decyzji: koncesji na wydobycie obowiązującej aż do 2044 r., której obowiązywanie potwierdziły sądy administracyjne. Tylko czy ten termin, który wynagradza Polsce lata zmagań o Turów, obowiązuje inaczej niż tylko na papierze? I jak wyglądają dziś perspektywy dla węgla brunatnego, który na mapie polskiej transformacji energetycznej od dawna jawi się jako jeden z obszarów wysokiego ryzyka?

Status wrażliwego sektora potwierdza m.in. opublikowany w zeszłym roku – pod szyldem ówczesnego Ministerstwa Przemysłu – projekt „Białej księgi zrównoważonej transformacji”, gdzie w rekomendacjach czytamy: „Podczas projektowania i implementacji konkretnych działań należy wziąć pod uwagę różnice regionalne: ze względu na swoją lokalizację, powiaty zgorzelecki, łęczyński (lubelskie zagłębie węgla kamiennego – DGP) i bełchatowski mogą wymagać bardziej ukierunkowanego i odmiennego rodzaju wsparcia niż subregiony położone bliżej aglomeracji (i) będące w fazie dywersyfikacji gospodarczej, takich jak konurbacja śląska”.

Konin na ostatniej prostej do coalexitu

Na pytanie o perspektywy przed węglem brunatnym najprościej odpowiedzieć w przypadku zagłębia ulokowanego we wschodniej części Wielkopolski. Jak wszystko wskazuje, tamtejsze aktywa węglowe, eksploatowane przez największą w Polsce prywatną spółkę energetyczną ZE PAK (od niedawna, wraz z grupą Polsat znajdującą się pod kontrolą dzieci Zygmunta Solorza), właśnie w bieżącym roku wydadzą swoje ostatnie tchnienie. Jak poinformowano w grudniu, w związku z wygaszaniem wydobycia z odkrywki „Tomisławice” spółki górnicze grupy sukcesywnie ograniczać będą zatrudnienie. Za kilka miesięcy z ok. 900 etatów zostanie już mniej niż jedna czwarta. Tylko do końca roku pracować ma również ostatni zasilany węglem brunatnym blok elektrowni Pątnów. Od tego momentu, jeśli zapowiedzi te będą realizowane, a zdaniem naszych rozmówców znających kondycję spółki aktywa te utraciły rentowność już w okolicach 2024 r., zacznie się faza likwidacji aktywów węglowych ZE PAK oraz działania związane z rekultywacją terenów pokopalnianych.

Coalexit w rejonie Konina nie jest dla nikogo zaskoczeniem. Grupa ZE PAK już w 2020 r. ogłosiła strategię, która zakładała pożegnanie z węglem najpóźniej do roku 2030 oraz rozwój w kierunku technologii niskoemisyjnych, w tym energetyki wiatrowej i słonecznej, biogazu, biomasy oraz wodoru. W związku z planowanymi w UE ograniczeniami w dostępie źródeł węglowych do wsparcia z rynku mocy, postanowiono najpierw o przyspieszeniu tego procesu (z datą zakończenia eksploatacji aktywów węglowych w 2024 r.), a następnie – w związku z opóźnieniami w realizacji elektrowni gazowej w Turku – o nieznacznym jego przedłużeniu (do końca 2026 r.).

W międzyczasie postawiono na opracowanie, w ścisłej współpracy m.in. ze związkami zawodowymi i sektorem publicznym, programu sprawiedliwej transformacji, który zapewnić miał wsparcie w zdobyciu nowego trwałego zatrudnienia dla ponad 2000 osób – zagrożonych utratą pracy, tych, którzy już padli ofiarą zwolnień, a także ich rodzin. Projekt uzyskał 180 mln zł wsparcia z unijnego Funduszu Sprawiedliwej Transformacji (FST), a kolejne ponad 77 mln dołożył budżet państwa. Skorzystano także z narzędzi wprowadzonych w ramach ustawy osłonowej dla sektora energetycznego, obejmujących odprawy, urlopy i wcześniejsze emerytury. A na uporządkowany, przewidywalny i „dialogiczny” charakter wschodniowielkopolskiego procesu odchodzenia od węgla jako na największy jego plus wskazywał w rozmowie z DGP w 2023 r. ówczesny prezes grupy Piotr Woźny.

Bełchatów chciałby wybrać węgiel do końca

Teoretycznie stosunkowo prosta jest też sytuacja największego kompleksu energetycznego w Polsce, czyli Bełchatowa. Tu rytm, zgodnie z zatwierdzonym już pięć lat temu harmonogramem, wyznacza spodziewane wyczerpanie złóż, na których bazuje elektrownia. W tym roku zakończy się wydobycie węgla brunatnego ze starszej z odkrywek – Pola Bełchatów. Do pozyskania pozostało tam już tylko kilkaset tysięcy ton surowca. Wydobycie ma być nadal prowadzone w Polu Szczerców, gdzie zasoby szacowane są na 210 mln ton.

Oprócz tego w grę wchodzi eksploatacja ok. 90 mln ton w okolicach Dębiny, co do których właściciel kompleksu – spółka PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna – nie podjął jeszcze ostatecznych decyzji. Choć o możliwość rozpoczęcia tam wydobycia koncern walczył w ostatnich latach z najbogatszą polską gminą, Kleszczowem (złoże ulokowane jest na obszarze, przez który biegnie obwodnica miejscowości – w tym pod samą drogą), dziś przyznaje, że sytuacja na rynku – w tym spadający poziom wydobycia węgla brunatnego – sprawia, że zasadność eksploatacji wymaga dalszych analiz.

Gdyby utrzymano poziom wydobycia zanotowany w 2024 r., węgla w obu tych złożach wystarczyłoby na ok. 6 lat, jednak rosnące koszty wytwarzania energii z tego surowca sprawiają, że należy spodziewać się kontynuacji trendu spadkowego produkcji. Bloki energetyczne Bełchatowa mają więc – jak przyjęto – być wycofywane z eksploatacji stopniowo, poczynając od 2030 r., a kończąc w roku 2036.

Dzięki tak nakreślonej perspektywie możliwe było objęcie regionu bełchatowskiego wsparciem z FST – dla obszaru tego zagłębia zaplanowano ok. 370 mln euro (ponad 1,5 mld zł) – niespełna 10 proc. wartości całej polskiej koperty. To m.in. chęć zapewnienia dostępu do tych środków – jak tłumaczył to m.in. Wojciech Dąbrowski, prezes PGE w latach 2020-24 – stała pierwotnie za przyjęciem takiego a nie innego harmonogramu wygaszania Bełchatowa.

Jak wynika z raportu ewaluacyjnego sporządzonego na zamówienie resortu funduszy, do połowy zeszłego roku – a więc po ponad dwóch latach od zatwierdzenia terytorialnych planów wydatkowania środków przez Komisję Europejską – w ramach wdrażania planu dla rejonu bełchatowskiego zakontraktowano niespełna 30 proc. alokowanego wsparcia, a ostatecznym beneficjentom wypłacono ok. 10,6 mln zł, niecały 1 proc. przyznanych środków. Stanowiło to najgorszy wynik spośród wszystkich polskich regionów objętych FST i lokowało odpowiedzialne za wdrażanie planu transformacji województwo łódzkie poniżej unijnej średniej wykorzystania funduszu. W drugiej połowie roku – jak wynika z deklaracji Ministerstwa Funduszy i Polityki Regionalnej – wydatkowanie środków na sprawiedliwą transformację znacząco przyspieszyło, co w skali ogólnopolskiej pozwoliło pod koniec roku zbliżyć się do pułapu 60 proc. zakontraktowanych środków, a w łódzkiem sforsować próg 40 proc.

Przyszłość Bełchatowa po węglu? „Gieksa” liczy na atom

W praktyce obecne terminy wygaszenia działalności kompleksu nie są jednak wykute w kamieniu – wyznaczają jedynie maksymalny horyzont jego funkcjonowania. Ministerstwo Energii wskazuje na to wprost w czekającym na akceptację rządu Krajowym Planie na rzecz Energii i Klimatu: „zakończenie pracy elektrowni może nastąpić wcześniej niż wyczerpanie złóż”. Do takich decyzji może zmusić właściciela kompleksu coraz trudniejsza dla węgla brunatnego sytuacja rynkowa.

Jacek Kaczorowski, prezes PGE GiEK: – Ten harmonogram (wygaszania Bełchatowa rozciągniętego w czasie do 2036 r. – red.) jest ciągle aktualny, choć wiele będzie zależeć od tego, jak będzie ewoluowała sytuacja na rynku: jaki będzie poziom zapotrzebowania na energię i ile dyspozycyjnych mocy będzie potrzeba, żeby zabezpieczyć te potrzeby, jakie będą zasady funkcjonowania rynku mocy, wreszcie, czy i jakie zmiany ograniczające niekontrolowane wzrosty notowań pozwoleń na emisję zostaną wprowadzone do systemu ETS. Ale – pod warunkiem odpowiedniego zrównoważenia tych parametrów – miejsce dla węgla brunatnego, jako gwaranta bezpieczeństwa dostaw, na razie w systemie będzie.

Jednym z kluczy do łagodnego przebiegu transformacji zagłębia ma być także budowa drugiej elektrowni jądrowej (EJ2), o której ulokowanie w rejonie Bełchatowa zabiega wpływowy szef PGE GiEK. – Jeśli do roku 2030 uda się rozpocząć pierwsze prace budowlane, oznaczać to będzie, że w okresie największych redukcji zatrudnienia w kompleksie pojawią się nowe, atrakcyjne miejsca pracy w otoczeniu elektrowni – podkreśla w rozmowie z DGP Kaczorowski.

Perspektywa daleko idącego przyspieszenia coalexitu w Bełchatowie raczej nie byłaby w smak prezesowi PGE GiEK, dla którego to właśnie ten kompleks jest matecznikiem (przed objęciem kierownictwa w „Gieksie” przez wiele lat piastował kierownicze funkcje w bełchatowskiej kopalni i elektrowni). Tym bardziej, że taki scenariusz podniósłby ryzyko pojawienia się luki czasowej pomiędzy zamknięciem obecnego kompleksu a uruchomieniem budowy atomu, które obecnie – przy założeniu, że preferowana przez Kaczorowskiego lokalizacja zostanie potwierdzona po przeprowadzeniu niezbędnych badań i analiz – planowane jest na początku lat 30. Tu zastrzec trzeba jednak, że proces inwestycyjny dla EJ2 jest dopiero na wstępnym etapie, co oznacza, że ryzyko opóźnień w aktualnym harmonogramie należy uznać za dość wysokie.

Turów: nieuchronne urealnienie. Coalexit w okolicach 2035 roku?

PGE nie zdecydowała się dotąd na jednoznaczne określenie ścieżki wygaszania kompleksu w Turowie. W rezultacie jedynym terminem, który istnieje w obiegu oficjalnym, pozostaje rok 2044, w którym wygaśnie koncesja dla bogatyńskiej odkrywki. To właśnie te fakty przesądziły o tym, że leżący w pobliżu trójstyku granic Polski, Czech i Niemiec kompleks nie dostał możliwości ubiegania się o pieniądze z Funduszu Sprawiedliwej Transformacji. Także dziś PGE i nadzorujące ją Ministerstwo Aktywów Państwowych są bardzo ostrożne w formułowaniu komunikatów, które mogłyby zasiać wątpliwości co do długiej przyszłości turoszowskiego zagłębia.

W odpowiedzi na nasze pytania w tej sprawie MAP akcentuje kluczową w dalszym ciągu rolę Turowa w krajowym systemie elektroenergetycznym oraz w ekosystemie społeczno-gospodarczym regionu. „Należy jednak podkreślić, że zmiany zachodzące na rynku energetycznym wywierają stałą presję na rentowność aktywów wytwórczych i wydobywczych opartych o węgiel brunatny. W związku z tym prowadzone są bieżące analizy dot. rentowności aktywów oraz możliwości ich optymalizacji” – przyznaje resort. Zapewniono nas równocześnie, że proces ten będzie prowadzony w duchu sprawiedliwej transformacji, a celem prowadzonych analiz jest „wypracowanie rozwiązania umożliwiającego kontynuację efektywnej ekonomicznie działalności Kopalni i Elektrowni Turów w sposób zgodny z polityką energetyczną kraju i wymaganiami unijnymi”.

O prowadzonych analizach dotyczących harmonogramu wygaszania kompleksu mówi nam też Jacek Kaczorowski, który zaznacza, że mają one umożliwić m.in. skorzystanie ze wsparcia UE w kolejnej perspektywie budżetowej. To sygnał, że na stole są terminy znacząco wcześniejsze niż 2044 r.

PGE jeszcze niedawno zapewniała, że funkcjonowanie elektrowni Turów przewidziane jest „dłużej niż do 2035 r.”. Obecnie od dobrze poinformowanej osoby w branży słyszymy, że należy spodziewać się raczej, że harmonogram pożegnania z węglem w Turowie będzie zbliżony do tego wytyczonego dla Bełchatowa.

Widmo utraty rentowności w niezależnych prognozach

– To i tak scenariusz dalece zbyt optymistyczny. W praktyce nie ma dużych szans na utrzymanie tych aktywów dłużej niż do końca bieżącej dekady – uważa Michał Hetmański, prezes Fundacji Instrat, która od lat angażuje się w kwestię sprawiedliwej transformacji regionów węglowych. – Wysokie koszty stałe prowadzenia kopalni (podatki i opłaty lokalne, wynagrodzenia, energii, w szczególności pompowania wody) sprawiają, że nie da się użytkować jednej odkrywki dla elektrowni funkcjonującej na bardzo małym poziomie wykorzystania mocy – tłumaczy.

Analitycy fundacji już ponad rok temu w raporcie zatytułowanym „Zmierzch węgla w Turowie” prognozowali, że rozwój źródeł odnawialnych oraz rosnące ceny uprawnień do emisji CO₂ sprawią, że energia elektryczna wytwarzana z węgla brunatnego „straci konkurencyjność już w perspektywie 2030 r.”, a koszty stałe odkrywek sprawią, że utrzymanie tego typu elektrowni w roli rzadko uruchamianych mocy szczytowych i sezonowych „nie będzie opłacalne”.

Od tego czasu podobna diagnoza zagościła również w publikacjach innych ośrodków. Np. w raporcie McKinsey’a „Polska energetyka 2050” czytamy: „Węgiel brunatny, będący przez ostatnie kilkadziesiąt lat drugim najważniejszym surowcem energetycznym w Polsce, straci swoje znaczenie już pod koniec bieżącej dekady. Jego udział w krajowej produkcji energii elektrycznej spadnie do około 3 proc. (5 TWh w 2030 r.), głównie ze względu na zakończenie wydobycia w Zagłębiu Konińskim oraz zamknięcie bloków elektrowni Turów i Bełchatów”.

Nieodległe od progresywnego Instratu diagnozy funkcjonują także w bardziej konserwatywnej części środowiska eksperckiego, choć tu są one zwykle wypowiadane z zastrzeżeniem anonimowości. Faktem jest jednak – jak słyszymy – że kiedy notowania uprawnień do emisji CO₂ znajdą się na poziomie 120-150 euro za tonę, sytuacja ekonomiczna kompleksów węgla brunatnego gwałtownie się pogorszy.

Polityczne zmagania z węglem brunatnym

Obawy analityków dotyczące nikłego poziomu wykorzystania energetyki zasilanej węglem brunatnym potwierdzają najnowsze dokumenty strategiczne rządu i kluczowych spółek.

W grudniu Ministerstwo Energii opublikowało najnowszą wersję projektu Krajowego Planu Energii i Klimatu, który po przyjęciu przez rząd powinien zostać złożony do Komisji Europejskiej. Obejmuje on dwa scenariusze: jeden, określany jako „przyspieszona transformacja” (WAM), nie zakłada żadnej roli węgla brunatnego w miksie wytwórczym Polski w 2035 r. W drugą, preferowaną przez resort energii ścieżkę „zrównoważonej transformacji” (WEM), wpisane są śladowe wolumeny energii z węgla brunatnego produkowane aż do 2040 r.

Z obu wariantów strategii wynika gwałtowne pogorszenie warunków rynkowych dla tych jednostek na skutek rosnących cen CO2 w unijnym systemie ETS. Już w perspektywie 2030 r. trzeba liczyć się z „dopisaniem” do każdej megawatogodziny z węgla brunatnego ok. 50 euro z tytułu podniesionych kosztów uprawnień do emisji, co coraz częściej oznaczać będzie „wypchnięcie” jej, jako najkosztowniejszego źródła, z miksu. Konsekwencją będzie szybki spadek poziomu wykorzystania elektrowni.

W tym kontekście wcale nie wydają się odbiegać od rządowych dokumentów projekcje Instratu, według których w związku z warunkami ekonomicznymi zasadne będzie zamknięcie sektora w perspektywie lat 2030-35, a rolę Bełchatowa i Turowa jako mocy dyspozycyjnych w systemie energetycznym będą przejmowały jednostki gazowe oraz opalane węglem kamiennym, których nie obciążają koszty utrzymania kopalni. Think tank ten ostrzega też konsekwentnie, że panujący do tej pory szeroki rozdźwięk pomiędzy oficjalnymi deklaracjami politycznymi a realiami rynku energii oraz brak dostępu Turowa do środków Funduszu Sprawiedliwej Transformacji grozi, że w przypadku tego regionu proces odchodzenia od węgla będzie chaotyczny lub obarczony wysokim kosztem dopłacania do nierentownej produkcji.

Nieoficjalnie w otoczeniu PGE dowiadujemy się, że grupa przymierza się do programu restrukturyzacji aktywów związanych z węglem brunatnym i to właśnie może być częścią odpowiedzi na wysokie koszty stałe, które obciążają konkurencyjność kompleksów w Turowie i Bełchatowie. W grę – jak słyszymy – wchodzą zmiany w organizacji pracy załóg oraz dobrowolne odejścia. W odwodzie są też pomysły dalej idące, np. wydzielenie ze spółki aktywów kopalnianych.

Zdaniem prezesa Instratu te kroki nie wystarczą jednak, żeby znacząco wydłużyć życie węgla brunatnego. Konieczne – jako metoda optymalizacji coraz bardziej nierentownych jednostek – będzie też w najbliższych latach wygaszenie pracy jednej z kopalń i przejście na zasilanie obu elektrowni, Bełchatowa i Turowa, jedną z nich – uważa Michał Hetmański.

Turów nie czuje się bezpiecznie. „Państwo powinno wziąć odpowiedzialność“

Brak jasności co do planów PGE i rządu oraz wsparcia w przygotowaniach do transformacji doskwiera też samorządowcom z regionu "worka turoszowskiego". Jak tu słyszymy, za rządów Zjednoczonej Prawicy opozycja krytykowała władzę za brak planu dla Turowa i brak wiarygodności 2044 r. jako terminu zakończenia pracy kompleksu. Ale od wyborów z 2023 r. minęło sporo czasu, a wiarygodnego harmonogramu wciąż nie przedstawiono.

Z nieformalnych sygnałów, które płyną do władz regionalnych i lokalnych, wynika, jak mówi nam osoba z zagłębia, że losy Turowa zależeć będą od woli politycznej rządu i możliwości budżetu w zakresie subsydiowania nierentownych aktywów. – Z punktu widzenia społecznego czy budżetu lokalnych samorządów lepszą opcją byłoby przedłużenie pracy kompleksu – o ile jest taka możliwość. Najgorszym scenariuszem jest jednak ten, w którym będziemy zapewniani, że rok 2044 obowiązuje, a potem wywołane zostaną działania, na które nie będziemy przygotowani – mówi.

W rejonie, w którym – jak często podkreślała w toku kampanii w obronie Turowa spółka PGE – działalność związana z węglem brunatnym jest prowadzona po wszystkich stronach granicznego trójstyku, wrażenie robi też rozbieżność pomiędzy unikową polityką Polski a ogromnymi środkami zaangażowanymi w Niemczech, gdzie oprócz FST znaczące pieniądze na transformację popłynęły także z budżetu centralnego. Również w Polsce, gdzie – jak są przekonani nasi rozmówcy z otoczenia Turowa – państwo i spółka zarządzająca kompleksem przez wiele lat czerpały korzyści z jego pracy, powinny wziąć odpowiedzialność za skutki jego wygaszania.

Sprawiedliwa transformacja ominie Turów? Potrzebne zaangażowanie MAP

Instrat przekonuje, że okolice Turowa wcale nie są w krytyczny sposób zależne od kompleksu, a co za tym idzie przygotowanie planów i podjęcie działań z odpowiednim wyprzedzeniem mogłoby umożliwić stosunkowo łagodny przebieg transformacji (kluczowa z tego punktu widzenia będzie perspektywa najbliższych 5-10 lat). W ramach powiatu zgorzeleckiego, w którym mieszka zdecydowana większość pracowników kompleksu, łączny udział sektora wydobywczego i elektroenergetyki w zatrudnieniu wynosił na koniec 2024 r. zaledwie 16 proc. Koncentracja zatrudnienia – jak podkreśla think tank – jest tu niższa niż w powiecie bełchatowskim i innych rejonach węglowych. Ułatwieniem dla procesu transformacji może być także fakt, że ponad połowa obecnej załogi kompleksu zyska w perspektywie 2035 r. prawa do emerytur lub urlopów górniczych.

Problemem będzie jednak wypełnienie luki po stosunkowo wysoko płatnych miejscach pracy (przeciętne wynagrodzenia w regionie są zdecydowanie poniżej tych oferowanych przez PGE GiEK) oraz powstrzymanie potencjalnego odpływu ludności. Istotnym wyzwaniem, o którym słyszymy w okolicach kompleksu, jest też kwestia roli elektrowni Turów jako dostawcy ciepła systemowego, z którego korzysta kilkanaście tys. mieszkańców Bogatyni. A w „Białej księdze zrównoważonej transformacji” odnotowano, że średnie wynagrodzenie w powiecie, na terenie którego znajduje się kompleks, pozostaje „poniżej zarówno średniej krajowej, jak i wynagrodzeń w sąsiednich regionach”. „Po zamknięciu elektrowni sytuacja gospodarcza może ulec znacznemu pogorszeniu” – ostrzeżono w dokumencie.

– W Turowie również planujemy inwestycje jądrowe, a w okresie przejściowym – jednostki gazowe. Nikt nie będzie potraktowany po macoszemu – zapewnia w rozmowie z DGP prezes PGE GiEK Jacek Kaczorowski. W Bogatyni słyszymy jednak wątpliwości, czy tak zarysowany plan ma szansę zostać przeprowadzony płynnie i bez komplikacji dla mieszkańców, biorąc pod uwagę chociażby fakt, że do miejscowości nie jest obecnie doprowadzona sieć gazowa.

Szef Instratu sugeruje, że los węgla brunatnego w Polsce przypieczętować może Bruksela w toku negocjacji dotyczących mechanizmu mocowego po 2028 r. – KE niedawno zaakceptowała po wielu latach rozważań niemiecki mechanizm dopłacania do likwidacji kopalń. Czeski właściciel dawnych aktywów Vattenfall miał daleko idące oczekiwania, ale dostał dużo mniej i po długim okresie kampanii. To samo czeka polski rząd – mówi.

Hetmański wzywa w związku z tym do jak najszybszego przyjęcia kursu na sprawiedliwą transformację zagłębi węgla brunatnego, na którą środki muszą – jego zdaniem – pochodzić „nie tylko z unijnych grantów, które powoli się kończą i zostały do tej pory przeznaczone na mało skoordynowane i skuteczne inwestycje samorządów”. – Minister aktywów państwowych powinien przynieść portfolio projektów inwestycyjnych generujących miejsca pracy np. w sektorze zbrojeniowym do takich miejsc jak Bełchatowsko-Kleszczowski Park Technologiczny czy do Turowa. Atom w Bełchatowie budzi takie zainteresowanie, bo stanowi nadzieję na przyszłość dla regionu, ale umówmy się: warto nie stawiać znowu wszystkiego na jedną kartę – pragmatycznie należy przygotować się na przyjście wielu różnych inwestycji i zacząć je aktywnie przynosić do tych regionów – przekonuje szef Instratu.

Podsumowanie

1. Trybunał Sprawiedliwości Unii Europejskiej oddalił stanowisko Polski w sprawie kopalni Turów, utrzymując potrącenie 68,5 mln euro z funduszy unijnych za niewstrzymanie wydobycia. Wyrok był sprzeczny z wcześniejszą opinią rzeczniczki generalnej, która skłaniała się ku argumentom Warszawy o wygaśnięciu środków tymczasowych po ugodzie z Czechami. Spór pokazał napięcie między bezpieczeństwem energetycznym a zobowiązaniami środowiskowymi i finansowymi wobec UE.
2. W regionie konińskim grupa ZE PAK finalizuje proces odchodzenia od węgla brunatnego, wygaszając odkrywkę Tomisławice i ostatni blok w elektrowni Pątnów. Transformacja została zaplanowana z wyprzedzeniem i wsparta środkami z Funduszu Sprawiedliwej Transformacji oraz budżetu państwa. Jej elementem są programy osłonowe dla pracowników. Coalexit w Wielkopolsce Wschodniej ma uporządkowany charakter i stanowi przykład relatywnie przewidywalnej zmiany struktury gospodarczej.
3. Kompleks w Bełchatowie, należący do PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna, ma funkcjonować maksymalnie do 2036 r., choć możliwe jest wcześniejsze wygaszenie części bloków. Region otrzymał znaczące wsparcie z FST (ok. 370 mln euro), lecz tempo wykorzystania środków dotąd było dość niskie. Władze spółki liczą, że łagodzeniu skutków transformacji pomoże budowa drugiej elektrowni jądrowej w rejonie Bełchatowa.
4. Przyszłość Turowa pozostaje niepewna mimo koncesji obowiązującej do 2044 r., a realny horyzont wygaszania może zostać skrócony nawet do lat 2030–2035. Rosnące koszty emisji CO₂ w systemie handlu uprawnieniami do emisji (ETS) oraz rozwój OZE podważają rentowność węgla brunatnego. Think tank Fundacja Instrat wskazuje, że utrzymywanie odkrywek przy niskim wykorzystaniu mocy może stać się ekonomicznie nieuzasadnione jeszcze przed końcem dekady.
5. W dokumentach rządowych przewidziano dwa scenariusze transformacji: przyspieszony, eliminujący węgiel brunatny do 2035 r., oraz bardziej rozłożony w czasie wariant zrównoważonej transformacji, z marginalną rolą surowca utrzymaną do 2040 r. Region Turowa nie korzystał dotąd z FST, a brak jasnego harmonogramu budzi obawy samorządów przed chaotycznym wygaszaniem kompleksu. Eksperci podkreślają potrzebę aktywnej polityki państwa i mobilizacji inwestycji w przemysł, by uniknąć społeczno-gospodarczej luki po zamknięciu kopalń i elektrowni.