Złe prognozy dla surowców energetycznych

Światowy rynek paliw energetycznych na dobre wszedł w okres trudno przewidywalnych i zaskakujących zjawisk z dominującą dekoniunkturą w segmencie węglowym. Niestabilność polityczna w surowcowo ważnych rejonach świata, przeobrażenia chińskiej gospodarki, rewolucja łupkowa w USA, rozwój odnawialnych źródeł energii - to tylko te najważniejsze czynniki kształtujące pogodę dla paliw. Echa tych globalnych trendów dobrze słychać w naszym kraju...

Ubiegły rok był kolejnym z rzędu złym rokiem dla górnictwa węgla kamiennego. Średnia cena węgla w portach ARA w 2015 r. kształtowała się na poziomie ok. 57 dol. za tonę i była niższa o blisko 25 proc. niż w 2014 r. Na rynku węgla kamiennego dla energetyki spadkowa zniżkowa tendencja cen obserwowana jest już od czwartego kwartału 2011 roku, kiedy cena ARA plasowała się na poziomie ok. 120 dol. za tonę.

Na koniec 2015 roku zapasy węgla w portach ARA wynosiły blisko 5,9 mln ton, a to oznaczało, że - w porównaniu do roku 2014 - wzrosły o plus minus 700 tys. ton.

Do najważniejszych przyczyn węglowej dekoniunktury należą rewolucja łupkowa w USA (a zatem: co najmniej relatywny wzrost podaży węgla), spadek zapotrzebowania na węgiel gospodarki chińskiej (w ub. r. obniżka importu o 30 proc.) i polityka klimatyczno-energetyczna prowadzona przez Unię Europejską (w samym tylko 2015 r. wyłączono w UE elektrownie węglowe o mocy około 8 GW).

Sytuacja na rynku węgla kamiennego w Polsce jest podobna do tej na rynku europejskim. Nadal widać dużą nadpodaż. Chociaż na koniec ub. r. w stosunku do końca 2014 r. zapasy węgla w kopalniach i elektrowniach były o ok. 18,2 proc. mniejsze, to wynosiły nadal ok. 13 mln ton węgla (znacznie więcej, niż w ciągu roku wydobywa LW Bogdanka).

Na polskim rynku ceny węgla dla energetyki w 2015 r. też spadły. Średnia cena węgla energetycznego w ub. r. wyniosła ok. 240 zł za tonę (spadek w granicach 5 proc.), a średnia cena węgla sprzedawanego do energetyki zawodowej ukształtowała się na poziomie niespełna 212 zł/t (spadek o prawie 4,5 proc.).

Eksperci podają, że podstawowe przyczyny zeszłorocznego spadku cen w Polsce to m.in. wyprzedaż zapasów przez Kompanię Węglową, niższe zużycie węgla przez energetykę zawodową, ciepłownictwo i odbiorców indywidualnych (dwie kolejne ciepłe zimy), a także obniżka cen światowych, które aktualnie (uwzględniając fracht i koszty transportu) stają się benchmarkiem dla cen krajowych.

- W tym roku nie ma przesłanek do wzrostu cen węgla na polskim rynku. Myślę, że jeszcze rok 2017 będzie czasem stagnacji, a dopiero w 2018 roku może nastąpić wzrost cen, ale nie znaczący. Chyba że doszłoby do jakichś zdarzeń na polskim rynku, które spowodowałyby niedobór węgla. Tyle że nic na to nie wskazuje - ocenił Zbigniew Stopa, były prezes LW Bogdanka.

Kluczowe dla rozwoju sytuacji na polskim rynku węgla będą zmiany w pogrążonym w ostrym kryzysie górnictwie. Proces tworzenia Polskiej Grupy Górniczej trwa. PGE, Energa i PGNiG zadeklarowały warunkową gotowość do zainwestowania w PGG łącznie do 1,5 mld zł. Następna operacja ma dotyczyć dokapitalizowania Katowickiego Holdingu Węglowego. Mają w to być zaangażowane Enea, Bogdanka, kontrolowana przez Eneę, i Węglokoks...

Przedstawiciele sektora wydobycia gazu, podobnie jak górnicy, woleliby zapomnieć o ubiegłym roku. Eksperci wskazują, że już od jakiegoś czasu utrzymuje się na tym rynku nadpodaż, będąca rezultatem m.in. amerykańskiej rewolucji łupkowej; jednocześnie w Europie popyt na to paliwo systematycznie spada.

Eksperci PwC podkreślają, że popyt maleje z powodu łagodnych zim, ale również ze względu na tendencję do wypierania energetyki gazowej m.in. przez OZE, wspierane przez unijne regulacje. W rezultacie europejski rynek gazu w coraz większym stopniu staje się rynkiem nabywcy.

- Pośrednio sytuację odbiorców gazu w Europie poprawiają też spadające od połowy 2014 roku ceny ropy naftowej, na których wciąż w znacznym stopniu opierają się formuły kontraktowe. Według danych International Gas Union ceny ponad 30 proc. zużywanego w Europie gazu nadal indeksowane są do notowań ropy - informuje Joanna Borowska, konsultant w PwC.

W 2015 roku ceny gazu na rynkach spotowych w największych zachodnioeuropejskich hubach gazowych spadły średnio o 28 proc. - z poziomu ok. 20 euro/MWh w styczniu do 14 euro/MWh pod koniec grudnia. Podobną tendencję można było zaobserwować również na polskim rynku: ceny na Rynku Dnia Następnego TGE we wskazanym okresie obniżyły się aż o 40 proc. do poziomu mniej więcej 70 zł/MWh (16,5 euro/MWh).

Eksperci Duon Marketing and Trading (DMT) informują, że ceny gazu w Polsce w styczniu 2015 r. były jeszcze oderwane od trendów na rynku europejskim (co należy wiązać z bardzo wysokim spreadem w stosunku do rynku GasPool), ale sytuacja wróciła do normy już w lutym, kiedy to spread międzyrynkowy ustabilizował się na poziomie kosztów importu. Spółka podaje, że w trakcie roku ceny gazu na TGE podążały jeden do jednego za niemieckim rynkiem gazu, mocno spadając od lipca - m.in. w związku z nadpodażą LNG.

Specjaliści z PwC informują, że dane handlowe z początku bieżącego roku wskazują, że zaobserwowana w ub. r. tendencja na rynku gazu się nie zmieniła: spadki cen trwały i w rezultacie ceny gazu kształtowały się na poziomie około 13 euro/MWh w Europie Zachodniej oraz 60 zł/MWh w Polsce (połowa marca 2016).

- Opisane trendy rynkowe najpewniej będą kontynuowane, na rynku pojawić się może dodatkowy wolumen LNG z nowych instalacji w USA czy Australii. Ceny ropy pozostają od połowy ubiegłego roku na poziomie poniżej 50 dol. Nastroje rynkowe wskazywać mogą, że w 2016 roku nie odnotujemy znaczącego wzrostu tych cen (poza niewielkimi odbiciami). Wiele wskazuje zatem na to, że niskie ceny gazu w najbliższych miesiącach się utrzymają - oceniał Mateusz Konieczny, wicedyrektor w zespole chemia, nafta i gaz w PwC.

Zdaniem ekspertów DMT, bieżący rok powinien przynieść dalsze spadki cen gazu w Europie, a następnie ich stabilizację. Oceniają, że główny impuls spadkowy cen gazu rynek ma już za sobą, aczkolwiek ciepła zima, skutkując wysokimi zapasami gazu w europejskich magazynach, może wywierać mocny wpływ na ceny spotowe podczas sezonu letniego. Eksperci DMT szacują, że obniżki cen gazu powinny osiągnąć jeszcze pułap rzędu 20 proc., zatrzymując się powyżej 10 euro/MWh, przy którym to poziomie pojawi się duży popyt ze strony energetyki, a import LNG do EU stanie się nieopłacalny.

Koniunktura na polskim rynku biomasy przez wiele lat rosła, co było związane z rozszerzeniem się współspalania z węglem. Z danych Urzędu Regulacji Energetyki wynika, że szczytowym okresem koniunktury był 2012 rok, w którym z biomasy wyprodukowano prawie 8,9 TWh energii elektrycznej, z czego blisko 6,7 TWh - we współspalaniu.

Później popyt na biomasę warunkowały (i nadal tak się dzieje) ceny zielonych certyfikatów, wydawane za produkcję energii z OZE, a w tym: za produkcję energii z biomasy współspalanej z węglem. Gwałtowny rozwój współspalania, przy braku działań regulujących system zielonych certyfikatów, doprowadził do powstania nadwyżki podaży zielonych certyfikatów, spadku ich cen, a w konsekwencji - do obniżenia popytu na biomasę i zmniejszenia wytwarzania energii ze współspalania.

- Spadek produkcji energii z biomasy oznaczał oczywiście spadek popytu na ten surowiec energetyczny i odbił się drastycznie na jej cenach. Ceny biomasy - po dynamicznym wzroście z lat 2008-12, kiedy to cena za biomasę agro sięgała 34-36 zł/GJ i 28-32 zł/ GJ za biomasę leśną - bardzo spadły. Jesienią 2015 za biomasę agro płacono 21-23 zł/GJ, a za biomasę leśną - 18-21 zł/GJ - mówił nam pod koniec ub. r. Wojciech Mazurkiewicz, prezes zarządu firmy AMS.

Spadki produkcji energii z biomasy były głębokie, a więc i popyt na nią musiał się skurczyć. W 2013 r., także według danych URE, z biomasy w ogóle wyprodukowano blisko 7,5 TWh, a z tego we współspalaniu ok. 3,8 TWh. W 2015 r. potwierdzona do końca tegoż roku wydaniem zielonych certyfikatów produkcja energii z biomasy wyniosła w Polsce tylko niespełna 4 TWh, w tym ok. 3,1 TWh ze współspalania. To nie były jednak dane ostateczne. Na koniec ub. r. regulator rozpatrywał jeszcze tzw. wnioski w toku, dotyczące wydania certyfikatów za energię wyprodukowaną z biomasy w 2015 r. (a te wnioski opiewały na ok. 1,1 TWh).

Całe lata m.in. środowiska Zielonych domagały się ograniczenia wsparcia dla współspalania jako technologii quasi-OZE, wspierającej w istocie energetykę węglową, nie dającą nowych mocy. Ostatecznie, po różnych przymiarkach, które trwały mniej więcej tyle, co prace nad ustawą o OZE, czyli latami, zapadła decyzja o ograniczeniu wsparcia dla współspalania z 1 do 0,5 certyfikatu za 1 MWh od stycznia 2016 r. Niektóre firmy już dały sobie spokój ze współspalaniem.

- Poziom cen praw majątkowych, jaki ukształtował się na rynku, skutkował tym, że już w II półroczu 2015 zaprzestaliśmy współspalania. Wejście w życie zapisów ustawy o OZE, skutkujące ograniczeniem współczynnika wsparcia dla współspalania do 0,5, utrzymało tę sytuację. W tej chwili w elektrowni Kozienice nie ma współspalania - powiedział w marcu br. Piotr Adamczak, członek zarządu Enei ds. handlowych.

Nie jest jednak wykluczone, że koniunktura na rynku biomasy, a konkretnie biomasy krajowej, jednak się poprawi.

- Chcemy przywrócić współspalanie, ale na innych zasadach, niż to się działo dotychczas. Nie ma mowy o prostym mieszaniu węgla z biomasą i niemalże rabunkowej gospodarce lasami, czy imporcie biomasy nawet z Afryki, z łupinami orzecha palmy olejowej na czele - powiedział w lutym br. Krzysztof Tchórzewski, minister energii. - Planuję w porozumieniu z ministrem rolnictwa związanie współspalania z kontraktacjami dostaw biomasy od krajowych producentów. Mniej więcej tak, jak zrobili to Szwedzi - w tym kraju współspalanie oparte jest na wieloletnich kontraktach z dostawcami biomasy.

Ireneusz Chojnacki

Więcej informacji w portalu "Wirtualny Nowy Przemysł"