Spis treści
Prognozy dotyczące dwutlenku węgla w europejskim systemie handlu (ETS) są właśnie weryfikowane. W górę. System obejmuje ok. 11 tys. instalacji, ale gdy prawa do emisji CO2 drożeją, to boli najbardziej energetykę opartą na węglu. A żaden kraj w Unii Europejskiej nie jest tak zależny od węgla jak Polska.
Od początku roku uprawnienia EUA zdrożały już o 10 euro. Ostatnia wycena – 17,77 euro za tonę jest ponad trzy razy wyższa niż przed rokiem. Jak to się przekłada na cenę polskiego prądu? Jeżeli przyjmiemy, że na początku roku cena energii elektrycznej ok. 165 zł/MWh, odzwierciedlała realny koszt, to dzisiejsza wycena na poziomie 230 zł/MWh jest według obliczeń portalu WysokieNapiecie.pl dokładnym odzwierciedleniem wzrostu cen dwóch elementów: węgla i CO2. Wzrosty cen węgla (wg indeksu ARP) i uprawnień do emisji CO2 przekładają się na wzrost cen wytwarzania w elektrowniach domykając merit order o 65 zł/MWh. Ale może być jeszcze drożej.
Do paniki daleko, ale ma być drożej
W tym tygodniu agencja Reuters podniosła prognozy dotyczące EUA. Ankietowani analitycy wskazali na „byczy” początek roku i efekty reformy ETS, która znacznie zmniejsza nadpodaż uprawnień do emisji. Spodziewają się, że cena EUA wyniesie średnio 18,59 euro za tonę w przyszłym roku i 20,76 euro za tonę w 2020 r. Prognozy zostały podniesione odpowiednio o 34 proc. i 13 proc. w stosunku do kwietnia.
Handlujący CO2 jako przyczynę wzrostu notowań wskazują Brukselę. Wprowadzony w 2005 roku unijny system handlu emisjami od początku źle funkcjonował. Ostatecznie postanowiono go naprawić i „zdjąć” z rynku nadwyżkę uprawnień, tworząc Rezerwę Stabilności Rynkowej (MSR). Reforma została przypieczętowana na początku tego roku, a ograniczenie liczby uprawnień zacznie się od przyszłego roku. Według analityków to podstawowy czynnik drożyzny. Kolejny – to niepewność, jak będzie wyglądał ETS po 2020 r. Ile darmowych praw uzyskają unijne zakłady, które narażone są na „wyciek emisji” czyli przeniesienie produkcji do regionów nieobjętych normami emisji CO2. W czwartej fazie ETS, od 2021 do 2030 roku, liczba tych przedsiębiorstw zostanie zmniejszona, a to oznacza, że więcej firm będzie musiało kupić prawa do emisji CO2. No i wreszcie Brexit. Od tego, jak długo brytyjskie firmy zostaną w ETS będzie zależała stabilność systemu. Niepewność, czy brytyjskie firmy wyjdą z ETS wraz z Wielką Brytanią – w marcu 2019 roku, czy też – co jest bardziej prawdopodobne – z zakończeniem trzeciego okresu (po 2020 r.) podbija obecne trendy.
Prawa do emisji CO2 podrożeją o 30 procent?
Analitycy ankietowani przez Reutera spodziewają się ceny 21,88 euro za tonę CO2 w 2021 r., czyli prawie 30 proc. powyżej obecnych notowań EUA. Według Point Carbon w 2030 roku możemy spodziewać się ceny EUA na poziomie ok. 29 euro, co w cenach realnych (uwzględniając inflację) będzie odpowiadało poziomowi 23,5 euro. Słowem: to nie wieszczą astronomicznego wzrostu ceny.
Czytaj także: Rekordowe ceny prądu z powodu upałów
Nie brakuje też innych prognoz, choć to już może być „wróżenie z fusów”. Zacznijmy od czarnych scenariuszy. Niemiecki bank Berenberg nie wyklucza, że cena może dojść do 100 euro za tonę w 2030 roku. W przyszłym roku miałoby to być przynajmniej 25 euro, a w 2020 r. – 30 euro za tonę. Eksperci obstawiają, że firmy nie zdąża się przystosować do nowych regulacji unijnych. Zażegnują się przy tym, że za obecnymi trendami nie stoi spekulacja. Tu nie należy jednak do końca im wierzyć.
Spokojnie – przyjdzie korekta
Dla uspokojenia warto przypomnieć, że w tym roku spodziewana jest jeszcze nadpodaż EUA, wysokości ok. 19 mln ton. Część handlowców będzie chciała zrealizować zyski i sprzedać uprawnienia – prawdopodobnie przed końcem roku przyjdzie więc korekta notowań. A jeśli odchodzenie od węgla nastąpi w europejskiej energetyce szybciej, co też promuje unijna polityka, to też ceny EUA zaczną spadać i to mocno. Warto tu przypomnieć o przyjętym w ubiegłym miesiącu celu dla odnawialnej energii na poziomie 32 proc. – wyższym niż wyjściowa propozycja Komisji Europejskiej.
Czytaj także: Jest kompromis ws. celu OZE na 2030 r.
Co więcej, eksperci wskazują, że dotychczas zakłady przemysłowe i energetyka uzyskiwały nadwyżki uprawnień. W znikomym stopniu sięgały po innowacyjne rozwiązania obniżające emisje. Teoretycznie więc mają zapas, by jeszcze poprawić technologie, choć nie dotyczy to wszystkich branż. No i wreszcie argument wskazujący na dotychczasowe doświadczenia. Część ekspertów nie wierzy, by rzeczywiście doszło do deficytu uprawnień EUA na rynku, ponieważ od czasu wprowadzenia systemu taka sytuacja jeszcze nie miała miejsca.
Czytaj także: Cena energii poraża. Przemysł chce rekompensat
Szwajcarski bank UBS, spodziewa się, że w przyszłym roku prawa do emisji CO2 będą wyceniane na 15-20 euro. W ciągu następnej dekady widzi możliwość zarówno wzrostu, jak i spadku cen EUA. W czarnym scenariuszu zakładającym, że miks energetyczny nie zmieni się zasadniczo, cena praw do emisji doszłaby do 50-60 euro za tonę.
Jak radzą sobie polscy giganci
Polska energetyka korzysta z części darmowych uprawnień, przyznawanych w ramach Przy zwiększonej produkcji energii polska energetyka już odczuwa koszty zakupu CO2. Polska Grupa Energetyczna w sprawozdaniu finansowym poinformowała, że za prawa do emisji CO2 na rynku spot zapłaciła 98 mln zł. W efekcie w całym półroczu koszt emisji CO2 w ujęciu rocznym (bez nabytych aktywów) był wyższy o 82 mln zł, ale też wyższe okazały się koszty zakupu paliw – o 103 mln zł.
Z opublikowanego w kwietniu sprawozdania grupy Tauron za pierwszy kwartał wynika z kolei, że eksperci spółki ze stoickim spokojem obserwowali rynek. ” W analizowanym okresie w obszarze rynkowym zanotowano znaczne zmiany cen rynkowych uprawnień do emisji gazów cieplarnianych. Jednakże dodatkowe koszty związane z cenami uprawnień zostały przeniesione na rynku w hurtowych cenach energii elektrycznej. Bardzo dynamiczne wzrosty na rynku uprawnień do emisji gazów cieplarnianych w pierwszym kwartale 2018 roku mają charakter spekulacyjny, a w związku ze spodziewaną korektą ruchu wzrostowego w dalszej części roku nie są czynnikiem, którego negatywny wpływ spowodowałby zasadność bieżącej zmiany długoterminowych prognoz względem informacji dostępnych na dzień 31 grudnia 2017 roku” – czytamy w sprawozdaniu.
