Ceny uprawnień do emisji CO2 odleciały

Spełnia się czarny sen energetyków, którzy produkują energię z "brudnych", czyli wysokoemisyjnych paliw - przede wszystkim węgla kamiennego i brunatnego. W pierwszej połowie stycznia ceny uprawnień do emisji CO2 sięgnęły aż 35 euro za tonę. 

Aby pokazać, jak szybko drożeją uprawnienia, wystarczy spojrzeć na kilka liczb: w miesiąc ceny poszły w górę o ok. 10 proc., a w skali roku - ok. 40 proc. Zeszłoroczne notowania CO2 to prawdziwy rollercoaster. Zmieniały się dynamicznie, momentami dając - znaczącą przeceną - nadzieję na wytchnienie energetyce węglowej. Warto przyjrzeć się przyczynom gwałtownych zmian cen w handlu emisjami CO2 oraz wpływowi, jaki mają na kształt energetyki i realizowanie polityki klimatycznej.

Rynek handlu emisjami CO2 to pomysł czysto europejski. Ponad dwie dekady temu Unia Europejska postanowiła, że będzie w awangardzie światowej w zakresie redukcji emisji zanieczyszczeń, nie oglądając się specjalnie na innych wielkich trucicieli, takich jak Chiny, Indie, Rosja czy USA. Taką politykę przyjęto, pomimo że Unia odpowiada zaledwie za ok. 10 proc. globalnych emisji CO2 i nawet znaczące jej sukcesy na polu ograniczenia emisji w skali światowej dają proporcjonalnie niewielki efekt. Taka jest jednak wola polityczna Unii, która została dodatkowo wzmocniona podczas ostatnich eurowyborów, w których wyborcy dali jednoznaczny sygnał, że zależy im na sprawach klimatu. 

W efekcie osiągnięcie przez Unię neutralności klimatycznej do 2050 roku stało się jednym z głównych celów nowej Komisji Europejskiej. Takiej polityce nie przeszkodziła nawet epidemia koronawirusa, choć na jej początku pojawiały się opinie, że chcąc odbudować gospodarkę po pandemii Unia mogłaby zdecydować się na rezygnację lub przynajmniej znaczące spowolnienie ostrego kursu klimatycznego, który w praktyce bije w konkurencyjność jej przemysłu (szczególnie energochłonne branże, takie jak hutnictwo czy  cementownie) i powoduje wynoszenie się wysokoemisyjnej produkcji w inne rejony świata, czyli zjawisko określane jako "carbon leakage".

Szczególnie historia ostatniej dekady to prawdziwa batalia Unii Europejskiej o wzrost cen CO2, w której stosowano także środki administracyjne (kontrolowanie podaży praw do emisji). A także zachęty czysto finansowe dla projektów mających na celu ograniczanie emisji oraz nakłady na prace badawczo-rozwojowe, które odpowiedziałyby na pytanie: "Co zrobić z CO2, skoro już go emitujemy?". 

W uproszczeniu, Brukseli zależało, aby wysokimi cenami CO2 skutecznie zniechęcać do rozwoju energetyki węglowej i innych wysokoemisyjnych źródeł przemysłowych, a tam, gdzie byłoby to możliwe - stosować nowoczesne technologie w celu zagospodarowania tych emisji z jak najmniejszą szkodą dla klimatu. 

Filozofia takiego podejścia była prosta: uprawnienia powinny drożeć, bo wówczas powstanie długoterminowa presja na wysokoemisyjny przemysł oraz "brudną energetykę", aby redukować emisje. I odwrotnie: tanie uprawnienia nikogo nie będą motywować do takich działań, bo lepiej wyłożyć trochę środków na zakup uprawnień i nic nie zmieniać. I ten ostatni scenariusz, niekorzystny z punktu widzenia Unii, długo utrzymywał się w poprzedniej dekadzie.

Jednak notowania uprawnień do emisji zależą nie tylko od realnego popytu ze strony zainteresowanych firm, ale także działań czysto spekulacyjnych, ponieważ handluje się nimi na giełdach (są instrumentami finansowymi). Dobrze widać było to w marcu zeszłego roku, kiedy na fali paniki giełdowej z powodu wybuchu pandemii koronawirusa ceny zaledwie w miesiąc obniżyły się do ok. 15 euro za tonę, czyli o 40 proc. W ten sposób cofnęły się do poziomu z połowy 2018 roku, kiedy rozpoczął się dynamiczny wzrost do 25-30 euro, który wywołał wręcz panikę w sektorze energetycznym w Polsce - tak skokowo wzrosły ceny energii, że doczekaliśmy się nawet reakcji politycznej w postaci ustawy zamrażającej ceny prądu. 

Jednak szybko okazało się, że pandemiczna przecena CO2 miała także znamiona paniki, i gdy tylko giełdy się otrząsnęły, ponownie notowania wielu aktywów ruszyły w górę, w tym także CO2. W konsekwencji przebiły poprzednie szczyty i doszliśmy do 35 euro za tonę. Impulsu do ostatnich spekulacji uprawnieniami można szukać w zaostrzeniu unijnego celu redukcji emisji CO2 do 2030 roku z 40 do 55 proc. (względem 1990 r.), co na pewno będzie dodatkową presją na rządy państw unijnych, aby szybciej dekarbonizowały swoje gospodarki.

Warto w tym miejscu przypomnieć, że gdy kilkanaście lat temu w Unii projektowano rynek handlu CO2 zakładano, że cena będzie wynosić... ok. 40 euro za tonę, czyli niewiele mniej niż obecnie. Po drodze notowania przeżywały ogromne załamania i tona kosztowała przejściowo nawet ok. 4 euro. Zanim w 2018 ceny dynamicznie ruszyły w górę, zbliżając się latem 2019 do 30 euro, przez wiele lat utrzymywały się na w miarę stabilnym poziomie 5-8 euro za tonę, czyli nie były wystarczającym motywatorem do kosztownych działań proekologicznych i eliminacji źródeł wysokoemisyjnych. 

Jednak początek 2021 roku i poziom cen oscylujący wokół 35 euro za tonę powinien wywołać szereg reakcji biznesowych w sektorze energetycznym i presję na wykorzystywanie technologii zero- i niskoemisyjnych. Przyśpieszy także odchodzenie w Polsce od węgla w energetyce, szczególnie wyłączenia najstarszych, często kilkudziesięcioletnich, i najmniej sprawnych bloków, które nie dość, że są wysokoemisyjne, to potrzebują spalać więcej paliwa, aby uzyskać taką samą ilość energii (niska sprawność).

Skoro produkcja energii z węgla przy szybujących cenach uprawnień CO2 staje się coraz droższa, to alternatywą może być wykorzystywanie na szerszą skalę gazu, którego spalanie z grubsza przynosi o połowę mniejsze emisje niż z węgla, czyli mniej potrzeba przeznaczać na zakup uprawnień i projekty gazowe stają się rentowniejsze. 

Na takie tory przestawia się właśnie polska energetyka, co widać po ostatnich decyzjach inwestycyjnych wielkich koncernów. W Elektrowni Ostrołęka zamiast bloku węglowego ma powstać gazowy, w takiej technologii budowane są już siłownie w Zespole Elektrowni Dolna Odra oraz zaplanowana została nowa w Elektrowni Rybnik, gdzie w najbliższych latach wyłączone zostaną stare "węglówki". Niższa emisyjność przy spalaniu gazu jest o tyle ważna, że pozbywając się starych bloków węglowych należy zapewniać stabilność systemu elektroenergetycznego innymi źródłami, a z tych stabilnych pozostaje nam gaz oraz atom, który pomimo wielu deklaracji politycznych nadal jest w powijakach (pierwsza atomówka ma ruszyć w Polsce w 2033 roku).

Polityczna i spekulacyjna gra o ceny CO2 przynosi równolegle dynamiczny rozwój Odnawialnych Źródeł Energii (OZE), ale potrzebują one dla utrzymania stabilności systemu źródeł na węgiel, gaz czy atomu.  

Trudno sobie wyobrazić sytuację, w której z powodów klimatycznych w Unii pozostaną jedynie OZE i atom, jako źródła zeroemysyjne, zaś wysokoemisyjne (węglowe) zostaną całkowicie zlikwidowane, a niskoemisyjne (gaz) - ograniczone. Przez dekady emisje CO2 będą nadal unijną rzeczywistością, dlatego znowu może powrócić pomysł zastosowania na skalę przemysłową technologii CCS (Carbon Capture and Storage). 

W skrócie, to instalacje umożliwiające wychwytywanie w ok. 90 proc. dwutlenku węgla ze spalin i jego podziemne składowanie (np. w formacjach solankowych czy złożach po gazie ziemnym i ropie). Podziemnymi składowiskami sprężonego w tym celu CO2 byłyby naturalnie nieprzepuszczalne skały, gdzie docierałby rurociągami. Dotychczas, na przeszkodzie w przemysłowym rozwoju tej technologii w Unii (kilka większych instalacji jest w USA i Kanadzie) były zarówno wysokie koszty, ponieważ CCS to technologia relatywnie droga, jak i opór społeczny.

Gdy na początku poprzedniej dekady planowano budowę pilotażowej instalacji w Bełchatowie, opłacalność wychwytywania CO2 zaczynała się przy cenie uprawnień do emisji ok. 60 euro za tonę. Właśnie m.in. długo utrzymujące się niskie ceny CO2 były powodem zaniechania w 2013 tego projektu (szacowanego na ok. 600 mln euro), pomimo, że był mocno promowany i wspierany finansowo przez Unię oraz Norwegię, która jest jednym z liderów prac nad CCS. 

Norwegia składuje CO2 już od 1996 roku, tyle, że tam odbywa się to pod dnem morskim, na szelfie kontynentalnym, i powiązane jest z wydobyciem gazu i ropy naftowej, gdyż zatłaczany tam dwutlenek węgla zwiększa ciśnienie w złożach. W krajach, w których podziemne magazyny miałyby powstać na kontynencie jest jednak wiele obaw natury ekologicznej i społecznej, związanych nie tylko z bezpieczeństwem składowania, a także przesyłu np. z elektrowni. 

U nas, dla potrzeb projektu CCS w Bełchatowie, składowanie CO2 było analizowane w odległości ok. 100 km, w okolicach Kutna. Obawy społeczności lokalnych podzielają także niektóre organizacje ekologiczne, które obawiają się wycieków zmagazynowanego pod ciśnieniem CO2, zagrażających środowisku naturalnemu i zdrowiu. Jednak szybujące ceny CO2 mogą spowodować, że inwestorzy spojrzą znowu chętniej na technologię CCS. Tym bardziej, że pojawiają się prognozy, że uprawnienia mogą nawet przekroczyć granicę 70 euro za tonę do 2030 roku.

Tomasz Prusek

publicysta ekonomiczny

prezes Fundacji Przyjazny Kraj

Biznes INTERIA.PL na Twitterze. Dołącz do nas i czytaj informacje gospodarcze