Odsunięcie w czasie brexitu oraz spadające na świecie ceny węgla – te dwa czynniki sprawią w najbliższych miesiącach kłopoty naszej energetyce.
Tym, co łączy polską branżę z niekończącymi się negocjacjami Brukseli i Londynu, są uprawnienia do emisji dwutlenku węgla, które po kilku miesiącach spokoju znów wyraźnie drożeją.
Kiedy pół roku temu ich cena przekroczyła 20 euro za tonę, w Polsce politycy wpadli w popłoch i napisali ustawę o kontroli cen energii elektrycznej. Zrobili to nieumiejętnie, wywołując na rynku spory chaos. Musieli ją potem nowelizować, a dziś głowią się nad tym, jak napisać rozporządzenie do ustawy, aby wszyscy byli zadowoleni.
W tym czasie notowania CO2 głównie spadały. Rekord z września to poziom 25 euro za tonę. Na przełomie grudnia i stycznia cena jeszcze raz osiągnęła ten poziom, ale w styczniu i lutym spadła o blisko 30 proc., do 18 euro. Jednocześnie na polskim rynku hurtowym ceny energii elektrycznej szły w dół. Wydawało się, że pierwotny problem, który zmusił polityków do interwencji na rynku, zniknął.
Ale spokój nie trwał długo. W ostatni piątek pozwolenie na emisję tony dwutlenku węgla kosztowało 27,5 euro, czyli wyraźnie więcej niż w czasie ostatniej zwyżki z września 2018. Minister energii Krzysztof Tchórzewski już przy cenach CO2 w okolicach 20 euro mówił, że dalszy ich wzrost będzie zagrażać rentowności firm energetycznych.
Zdaniem wielu analityków zajmujących się rynkiem pozwoleń na emisję ostatni skok to efekt odsunięcia w czasie możliwego brexitu bez porozumienia. Ubiegłotygodniowy szczyt państw UE przesunął datę ewentualnego wyjścia Wielkiej Brytanii aż do 31 października. Oznacza to, że w ciągu najbliższego półrocza Brytyjczycy nie będą sprzedawać na europejskim rynku swoich uprawnień do emisji CO2. Nie ma więc zagrożenia dodatkową, całkiem sporą podażą, która z pewnością ściągnęłaby ceny w dół. Taki scenariusz obowiązywałby, gdyby Wielka Brytania opuściła Unię bez żadnego porozumienia i tym samym z dnia na dzień odeszła z europejskiego systemu handlu emisjami.
Dopóki istniało takie zagrożenie, ceny emisji lekko taniały. Tak było przez ostatnie trzy miesiące. Decyzja polityków oznacza, że rynek pozwoleń na emisję nie musi się bać chaosu związanego z brexitem, i cena poszła w górę.
Innym argumentem za drożejącym CO2 mogą być spadające na rynkach światowych ceny węgla. W 2018 r. w Niemczech zużycie węgla kamiennego w stosunku do 2017 r. spadło o 17 proc. W tym czasie zamknięto tam ostatnie kopalnie tego surowca. Rząd dofinansowuje przedsięwzięcia związane z wykorzystywaniem odnawialnych źródeł energii (OZE).
To istotny czynnik mający wpływ na sytuację rynkową i ceny. A te w portach ARA (Amsterdam – Rotterdam – Antwerpia) znacząco spadają. Węgiel kontraktowany rok temu za ponad 84 dol. za tonę (a w lecie 2018 r. za ok. 103 dol.) dziś kupić można za 71 dol. W każdym z portów przyznają, że wielkość importu systematycznie spada, bo kraje UE zużywają mniej węgla (Polska ze wzrostem zużycia w ostatnich latach o 6 proc. i coraz większym importem jest ewenementem).
Tańszy węgiel powoduje, że produkcja energii z tego surowca nadal może się opłacać, pomimo drożejących uprawnień do emisji CO2. W Polsce jednak, inaczej niż na rynkach światowych, węgiel nie tanieje. Dla polskiej energetyki jedyną szansą na niższy koszt zakupu tego surowca, równoważący dolegliwości związane z coraz droższymi uprawnieniami, jest import.
Licząc po aktualnym kursie dolara, cena tony węgla w ARA wynosi niespełna 270 zł/t, a w Polsce według danych Agencji Rozwoju Przemysłu średnie ceny węgla dla energetyki i ciepłownictwa osiągnęły w lutym 2019 r. historyczne maksimum: 256 zł/t dla energetyki i 308 zł/t dla ciepłownictwa. Tym samym polski węgiel dla ciepłownictwa jest już droższy niż ten z importu. A jeszcze w lipcu ubiegłego roku był o ponad 20 proc. tańszy. Przewaga rynkowa polskich kopalń spada, a węgiel z zagranicy kupują już nie tylko ciepłownie, ale także duża energetyka, w tym spółki Skarbu Państwa – PGE, Enea i Tauron, o czym jako pierwsi pisaliśmy w DGP.
Scenariusz neutralny zakłada, że na rynku ukształtuje się pewien poziom równowagi pomiędzy popytem a podażą, który jednak będzie ograniczać możliwości dalszego podnoszenia cen przez polskie kopalnie. Będzie to skutkować spadkiem rentowności zwłaszcza w Polskiej Grupie Górniczej, która nie poprawia wydajności. Obecny poziom marży na tonie węgla (w PGG 25 zł) bez dalszego podnoszenia cen sprzedaży jest niemożliwy do utrzymania.
Scenariusz pesymistyczny zakłada dalszy spadek światowych cen węgla, maksymalnie o 10 proc. Za nim będzie podążał import z Rosji. Nałoży się to na sukcesywne kurczenie się wysokomarżowego rynku ciepłowniczo-komunalnego spowodowane zmniejszeniem się zapotrzebowania na ciepło, programami antysmogowymi, wzrostem efektywności energetycznej i termomodernizacją oraz wysokimi kosztami pozyskiwania uprawnień do emisji. Już dziś przejawem tej sytuacji jest spadek sprzedaży węgla opałowego i zamykanie składów węgla. Jego zużycie w sektorze ciepłowniczo-komunalnym w 2018 r. spadło o ponad 10 proc. w stosunku do 2017 r.
Czarny scenariusz zakłada spadek cen węgla o ponad 20 proc., co oznacza znaczące przyrosty importu tego surowca, zwłaszcza z Rosji. W tej sytuacji pojawia się pytanie o rolę państwowego Węglokoksu, który miał kontrolować kwestie importowe, tymczasem jego udział w zakupach zagranicznych do Polski w 2018 r. wyniósł 5 proc.
Jednocześnie zdaniem analityków biura Bernstein cytowanych przez Reutersa średnioroczna cena uprawnień do emisji CO2 w tym roku może sięgnąć 30 euro, a w 2020 r. nawet 65 euro za tonę.
Spore problemy czekają nas niezależnie od wzajemnych kombinacji cen węgla i CO2. Z powodów politycznych w energetyce nie będzie podwyżek cen, więc przez wzrost kosztów związanych z dwutlenkiem węgla będzie tracić rentowność. Przygotowana przez PiS ustawa o cenach energii zakłada wprawdzie wypłacanie firmom energetycznym rekompensat za to, że ceny prądu stoją w miejscu, ale po pierwsze do dziś nie wiadomo, jak te rekompensaty podzielić i ile dokładnie mają wynosić, a po drugie, to rozwiązanie jednorazowe dotyczące tylko wzrostu kosztów CO2 w 2018 r. Przy dalszym wzroście ceny pozwoleń na emisji będzie ono niewystarczające.
Ten czynnik oraz taniejący na świecie węgiel będzie pchać sektor energetyczny w stronę importu tańszego węgla, a to z kolei będzie oznaczać rosnące problemy w górnictwie.
Kopalnie mogą stracić konkurencyjność i klientów na rzecz tańszego węgla z importu. I górnictwo, i energetyka to sektory państwowe, mocno uzwiązkowione, w których niezwykle trudno tnie się koszty i dość łatwo o wybuchy społecznego niezadowolenia.