Cena węgla w kontraktach ARA wynosi ok. 130 USD, podczas gdy kilka miesięcy temu było to ponad 300 USD. Gaz na holenderskiej giełdzie TTF można kupić poniżej 60 EUR - to najmniej od 2021 r. Natomiast cena uprawnień do emisji CO2 na początku lutego na chwilę przebiła 95 EUR, ustanawiając nowy rekord. Kontrakty na grudzień 2025 r. pokazują już poziom powyżej 100 EUR.
– Uprawnienia do emisje CO2 są drogie z dwóch powodów. Po pierwsze cena gazu jest wciąż relatywnie wysoka - jeśli przeliczymy ją na GJ [czyli jednostkę energii - red.] i porównamy z ropą naftową czy węglem energetycznym, to wychodzi, że gaz jest około półtora raza droższy. Gdy ktoś ma wybór gaz czy węgiel, to wybiera węgiel i musi dokupować więcej certyfikatów na emisję CO2, bo węgiel emituje więcej dwuletnku węgla. Np. KGHM w tym roku ogranicza zużycie gazu w kotłach parowych, a spada więcej węgla. Druga kwestia to oczekiwanie na mapę drogową dla rynku uprawnień dla emisji CO2 FitFor55, która wkrótce zostanie ogłoszona przez Komisję Europejską. Nie spodziewamy się dużych zmian, ale ugruntuje to mechanizm CBAM [tzw. graniczny podatek węglowy od importu - red.], a darmowa alokacja będzie spadała, co w krótkim terminie wpływa na wzrost cen – mówi Jakub Szkopek analityk Erste Securities.
Węgiel w Polsce nadal drogi
Według krajowego indeksu PSCMI cena węgla dla energetyki najwyższa była w sierpniu i wynosiła 641 zł za tonę, choć jeszcze miesiąc wcześniej było to 344 zł. Od tego czasu węgiel staniał niewiele i w grudniu cena wynosiła 535 zł za tonę.
– Rezygnując z węgla rosyjskiego, odpuściliśmy tańszy węgiel, a w 2021 r. ok. 85 proc. importu węgla energetycznego było z Rosji (czyli ok. 6 mln ton). Ten wolumen musieliśmy zastąpić węglem importowanym z innych kierunków przy dużo wyższych kosztach transportu i górce rynkowej. Przełożyło się to na wzrost cen węgla u krajowych dostawców. Od jesieni sytuacja zaczęła się odwracać – najpierw spadła cena gazu po tym jak się okazało, że ryzyko niedoborów jest nieduże, a w ślad za tym poszła cena węgla, choć znacznie wolniej niż na Zachodzie – mówi Michał Sztabler, analityk Noble Securities.
Dzięki temu opóźnieniu spółki górnicze w Polsce są w stanie wciąż osiągać wysokie zyski – ARP szacowało zyski górnictwa po dziewięciu miesiącach zeszłego roku na 7 mld zł.
– Ale to z kolei sprawia, że rosną apetyty pracowników, aby partycypować w zyskach, zwłaszcza, że w ostatnich latach branża przynosiła straty. Ponieważa jest inflacja, to można domniemywać, że płace pójdą w górę, co przełoży się na zwiększenie kosztów stałych – średnio w branży wynoszą 60-70 proc. (z czego większość to wynagrodzenia), a tylko w Bogdance stanowią około 50 proc. A za rok-dwa, gdy sytuacja na rynku się ustabilizuje, w Polsce będziemy mieli na tyle wysokie koszty, że nie będziemy w stanie obniżyć cen. Branża stanie przed dylematem: ponowne ponoszenie strat albo utrzymanie wysokich cen węgla. W rezultacie „zabetonujemy” sobie ceny prądu, gdyż węgiel stanowi główny surowiec do produkcji energii elektrycznej - 50 proc. produkcji jest oparta na węglu kamiennym. Może dojść do kuriozalnej sytuacji, w której produkcja energii z gazu będzie tańsza niż z węgla – podobna sytuacja miała już miejsce w niedalekiej przeszłości – mówi Michał Sztabler.
Na giełdzie najlepiej tę sytuację wykorzystuje Bogdanka, której wysokie ceny gwarantuje kontrakt z Eneą.
– Bogdanka ma najniższe koszty, więc spodziewam się bardzo wysokich zysków w tym roku, ale pod dwoma warunkami. Po pierwsze nie zostanie wprowadzony podatek od zysków nadzwyczajnych, a po drugie nie będzie korekty cen w kontraktach w trakcie roku. Zakładam na ten rok cenę ok. 550 zł za tonę, a w zeszłym roku było to niecałe 300 zł, co daje ok. 25 zł za GJ. Zważywszy, że PGG sprzedawało dużo drożej, to jest spora przestrzeń do tego, aby nie obniżać cen – mówi Michał Sztabler.
Dla energetyki ceny surowców mają mniejsze znaczenie
Po tym jak rząd zdecydował się na regulowanie cen energii, koszty dla spółek energetycznych mają w tym roku niewielkie znaczenie.
– Z punktu widzenia samych elektrowni zgodnie z mechanizmem cen regulowanych ceny uprawnień do emisji CO2 nie mają większego znaczenia. Marża jest uregulowana, a sam koszt emisji CO2 czy węgla jest przenoszony w ramach tego mechanizmu. Marża jest wyliczana co prawda na podstawie cen spotowych, więc ma to pewne znaczenie, ale niewielkie – mówi Kamil Kliszcz, analityk mBanku.
W takiej sytuacji kopalnie zarobią krocie, a energetyka nie ma bodźców do tego, aby coś zmienić. To sprawia, że raczej nie ma co liczyć na spadek cen energii na rynku. Pewne nadzieje można wiązać z gazem, ale tylko wskutek wpływ Niemiec.
– Ceny gazu nie mają istotnego wpływu na ceny energii w Polsce. Trochę “gazówek” w polskim systemie jest, ale one nie wyznaczają ceny. Polska jest w ograniczonym stopniu eksponowana na arbitraż zagraniczny, bo PSE reguluje przepustowości na granicach i ciężko zbudować strategię handlową dla spółek obrotu. To sprawia, że ceny między Polską a Niemcami potrafią się istotnie różnić. Można sobie jednak wyobrazić taką sytuację, że jeśli ceny będą dalej spadały w Niemczech, a gaz będzie jeszcze tańszy, to mógłby się pojawić arbitraż importowy, który wymuszałby pośrednio obniżanie cen na polskim rynku – mówi Kamil Kliszcz.
Spółki muszą ograniczać emisje
Drogie uprawnienia do emisji CO2 uderzą jednak w spółki przemysłowe – głównymi emitentami CO2 w Polsce są Azoty, Ciech i PKN Orlen. Ten ostatni przed połączeniem z Lotosem emitował ok. 15 mln ton rocznie, w Azotach to ok. 8 mln ton, a w Ciechu 2,6 mln ton.
– Przemysł cały czas pracuje nad tym, żeby emisje ograniczyć, bo ich ceny ciągle rosną i można sobie wyobrazić, że za kilka lat będą po 150-200 EUR za tonę. Jeśli dodatkowo będzie ukrócana darmowa alokacja dla przemysłu, która obecnie wynosi 40-50 proc., a CBAM sprawi, że od importu wybranych produktów będzie trzeba zapłacić za CO2, które powstało w procesie produkcji, to importerzy też będą kupować uprawnienia, co podniesie cenę – mówi Jakub Szkopek.
Napaść Rosji na Ukrainę sprawiła, że gaz przestał być alternatywą dla węgla.
– Spółki chemiczne jeszcze 1,5 roku temu miały nadzieję, że uda się zmniejszyć emisję, budując bloki parowo-gazowe. Konflikt Ukrainy z Rosją sprawił, że trzeba szukać alternatywy. Ciech buduje źródło w Janikowie oparte na spalaniu odpadów komunalnych, co pozwoli pozyskać energię oraz parę do procesów technologicznych. Z drugiej strony są pomysły na budowę farm fotowoltaicznych – Azoty kupiły niedawno projekt takiej farmy. Takie potrzeby ma wiele spółek Skarbu Państwa i będą inwestować w to, aby się dekarbonizować – mówi Jakub Szkopek.