OZE wkrótce będą opłacalne dla inwestorów / Analityk rynku energii ICIS

OZE, Co2, węgiel, UE, Unia, Komisja europejska, energetyka, EUETS, Fitfor55, Timmermans

Komisja Europejska szacuje, że cena emisji CO2 w 2030 r. może wynieść około 85 euro za tonę, a niektóre analizy mówią o 120 euro. Naszym zdaniem prawdopodobnie należy się spodziewać czegoś pomiędzy. Nasze pierwsze prognozy sugerują, że ceny do 2030 r. sięgną nieco powyżej 85 euro za tonę, przekonuje Florian Rothenberg z ICIS. / Foto via Canva

W nadchodzących latach odnawialne źródła energii będą opłacalne dla inwestorów. I wydaje mi się, że zwłaszcza przy obecnych wysokich cenach energii, dojdzie do przyspieszonego przejścia na OZE. Zmiany zawsze wymagają trochę czasu, ale dla sektora energetycznego obecne tendencje naprawdę powinny wywołać falę inwestycji w OZE – podkreśla w rozmowie z EURACTIV Florian Rothenberg, analityk ds. rynku energii w ICIS, międzynarodowej organizacji analitycznej specjalizującej się w sektorach energii, petrochemii i nawozów.

 

 

Frédéric Simon, EURACTIV.com: Cena emisji dwutlenku węgla w ramach unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji (EU ETS) po raz pierwszy w tym roku osiągnęła 50 euro za tonę, a na początku lipca zbliżyła się nawet do 60 euro. Jaka jest przyczyna wzrostu ceny? Czy jest nią najnowsza reforma systemu handlu uprawnieniami do emisji, o której wprowadzeniu zdecydowano w 2018 r.? Czy może tendencja ta jest napędzana spekulacjami na temat kolejnej reformy i zaostrzenia limitu emisji do 2030 r.?

Florian Rothenberg: Ten wzrost to konsekwencja wielu czynników. Rzeczywiście mieliśmy w 2018 r. poważną reformę EU ETS, która wprowadziła m.in. tak zwaną rezerwę stabilności rynkowej (MSR). Wcześniej ceny emisji dwutlenku węgla oscylowały w okolicach 5 euro za tonę, a wiara w determinację UE w rozwoju rynku emisji dwutlenku węgla była dość niska.

Reforma z 2018 r. była krokiem, który miał zaradzić tej historycznej nadpodaży uprawnień na rynku. Od dłuższego czasu spodziewaliśmy, że lata 2021-2023 będą wyjątkowo napięte pod względem podaży uprawnień do emisji dwutlenku węgla, ponieważ w tym okresie w ramach MSR miało dojść do wycofania około 300 mln uprawnień rocznie. Podaż nie będzie już wystarczała do zaspokojenia potrzeb m.in. producentów energii.

Spodziewaliśmy się wzrostu cen uprawnień, ale nie myśleliśmy, że tak szybko osiągnie takie poziomy. Jednak znaczenie mają też inne czynniki. Komisja Europejska nie zrezygnowała ze swojego celu utrzymania kursu w zakresie polityki klimatycznej i zmniejszenia emisji UE o co najmniej 55 proc. do 2030 r., mimo pandemii COVID-19, która poważnie uderzyła w Europę.

Przed pandemią Komisja mówiła o celu 50-55 proc., teraz jest to „co najmniej 55 proc.”. To zwiększenie ambicji było ważnym krokiem, który przyciągnął nowych graczy na rynku.

Poza tym rynek wciąż napędzany jest głównie przez producentów energii. Duże znaczenie jako czynnik napędzający cenę emisji dwutlenku węgla miały w ciągu ostatniego pół roku wysokie ceny gazu.

W 2019 i 2020 r. były one dość niskie, w konsekwencji czego odnotowano szybkie tempo przechodzenia w produkcji z węgla na gaz. W tym roku zima była wyjątkowo długa, gazu w całej Europie jest mało i dlatego jest on drogi. Wysokie ceny spowodowały tendencję powrotu do wykorzystania węgla w produkcji. W konsekwencji producenci energii musieli ponownie zakupić uprawnienia do emisji.

Mamy więc z jednej strony ten długoterminowy element, jakim jest perspektywa naprawdę napiętego rynku uprawnień do emisji. Z drugiej strony napięcie na rynku wywołane jest też przez rezerwę stabilności rynkowej. Ostatnim elementem, bardziej krótkoterminowym, jest rynek gazu. Widzimy, do czego prowadzą tak wysokie jego ceny.

Jakie strategie hedgingowe stosują gracze rynkowi, aby poradzić sobie z wyższymi cenami emisji w ramach EU ETS? Czy według Pana niektóre podmioty mogą gromadzić swoje uprawnienia do emisji, spodziewając się mniejszej podaży w nadchodzących latach?

Już w 2018 r. kilku dużych producentów energii zaczęło tworzyć swoje rezerwy. Niemiecki koncern RWE ogłosił np., że jest zabezpieczony finansowo do 2030 r., aby zapewnić swoim elektrowniom na węgiel brunatny i kamienny ochronę przed wszelkimi wahaniami cen uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Innymi słowy, firma trzyma pewnego rodzaju rezerwę uprawnień jako zabezpieczenie finansowe przed wzrostem cen emisji w nadchodzących latach.

Podobnie postępują też inni producenci energii – są oni aktywni na rynku od dłuższego czasu i całkiem dobrze rozumieją, jak działa system.

Co ciekawe, nie tylko zabezpieczają się, ale pozostają również aktywnymi graczami na rynku. Zaobserwowaliśmy to np. w 2019 r., kiedy UE jasno dała do zrozumienia, że przygotowuje się do podniesienia swojego celu redukcji gazów cieplarnianych. A ponieważ ci gracze planują na dłuższą metę, w pewnym sensie przewidzieli konsekwencje i przygotowali się na nie.

Komisja Europejska szacuje, że cena emisji CO2 w 2030 r. może wynieść około 85 euro za tonę, a niektóre analizy mówią o 120 euro. Naszym zdaniem prawdopodobnie należy się spodziewać czegoś pomiędzy. Nasze pierwsze prognozy sugerują, że ceny do 2030 r. sięgną nieco powyżej 85 euro za tonę.

Wróćmy jednak do producentów energii, którzy zakupują uprawnienia, spodziewając się „zacieśnienia” rynku. W pewnym sensie można to nazwać „gromadzeniem” uprawnień. Czy przyczyniło się to do niedoboru uprawnień na rynku, który spowodował z kolei wzrost cen?

Mamy tutaj dwa czynniki. „Gromadzenie” uprawnień jest – rzecz jasna – problemem, jeśli są one rękach jednego gracza. Ale na rynku jest całkiem sporo podmiotów. A jeśli wszyscy gracze trochę gromadzą, to rynek się równoważy.

Firmy kupują uprawnienia, ponieważ obawiają się mniejszej podaży. A na rynku obserwujemy rosnącą liczbę graczy. Jeśli cena teraz rośnie, oznacza to również, że mogą je sprzedać, gdy widzą szansę na zysk. Na przykład, gdy ceny rosną zbyt szybko.

Czy w tym momencie można mówić o wystarczającej płynności na rynku?

Tak. Propozycja Komisji Europejskiej pozwala na funkcjonowanie na rynku około 833 mln uprawnień. Reszta jest stopniowo odkładana do rezerwy stabilności rynkowej.

Oznacza to, że nawet w czasie mroźnych zim uprawnień będzie wystarczająco dużo, aby zrównoważyć rynek i by producenci mogli zabezpieczyć ceny. W przeszłości widzieliśmy to głównie w przypadku producentów energii, ale zakup przez nich uprawnień będzie raczej spadać wraz z szybką dekarbonizacją sektora, więc nawet jeśli branża zacznie się bardziej aktywnie zabezpieczać, płynność powinna być wystarczająca.

Obecny system handlu uprawnieniami do emisji charakteryzował się nadmiernym przydziałem uprawnień, który przez wiele lat utrzymywał ceny poniżej 10 euro. Teraz, gdy do EU ETS dołącza coraz więcej sektorów, takich jak morski i lotniczy, niektórzy obawiają się potencjalnego niedoboru uprawnień. Czy jest takie ryzyko?

Jednym z ważnych elementów, który został bezpośrednio dodany do obecnego ETS i na pewno obciąży inne sektory, jest transport morski.

Żegluga wiąże się z wysokimi kosztami redukcji emisji, wykorzystywane tam technologie nie są tak rozwinięte jak w sektorze energetycznym, gdzie fotowoltaika i energia wiatrowa stały się bardzo tanie i są doskonałym sposobem redukcji emisji.

Czy istnieje ryzyko, że za sprawą transportu morskiego rynek stanie się zbyt „ciasny”? Nie sądzę, żeby tak się stało, ponieważ ważnym czynnikiem będzie cena.

A jeśli cena rośnie zbyt szybko, nadal istnieją mechanizmy bezpieczeństwa. Jeśli na przykład liczba uprawnień w obiegu spadnie poniżej 400 mln, zostaną wykorzystane rezerwy stabilności rynkowej, z których można uwolnić dodatkowe 100 mln uprawnień. Może się tak stać, że ceny wzrosną szybko w krótkim czasie.

Temat ten nie wzbudził jeszcze szerszej dyskusji, ale niektóre państwa członkowskie, takie jak Polska i Hiszpania, wyraziły już swoje obawy. Dlatego możemy spodziewać się dalszych propozycji modyfikacji tego mechanizmu.

Jaki wpływ na cenę emisji dwutlenku węgla będzie miało włączenie transportu drogowego i budownictwa do nowego oddzielnego systemu handlu uprawnieniami do emisji?

Ponieważ jest to oddzielny ETS, nie widzimy bezpośredniego wpływu na cenę uprawnień w dotychczasowym systemie. Te dwa systemy nie są od siebie zależne.

Jednak według naszych analiz koszty redukcji emisji w tych sektorach są obecnie znacznie wyższe, w niektórych krajach nawet powyżej 200 euro za tonę. Często ma to związek z faktem, że energia elektryczna dla konsumentów jest w wielu krajach znacznie droższa niż gaz lub ropa do ogrzewania i transportu.

Ale wysokie koszty redukcji emisji w przyszłości spadną. Według wniosku Komisji nowy system zacznie być wprowadzany od 2026 r., a do tego czasu pojazdy elektryczne i pompy ciepła będą prawdopodobnie znacznie tańsze.

Moim zdaniem są więc naprawdę duże szanse, że ceny w oddzielnym ETS nie osiągną 200 euro w 2026 r.

Sugeruje Pan, że ceny emisji dwutlenku węgla w nowym ETS mogą osiągnąć 200 euro w 2026 r.?

Nie tak szybko, w 2026 r. pewnie jeszcze nie. Jednak w oparciu o obecne koszty redukcji emisji szacujemy, że do 2030 r. cena uprawnień prawdopodobnie musiałaby wynieść nawet 200-250 euro za tonę, aby wymusić dekarbonizację we wspomnianych sektorach.

Ale ponieważ system zostanie wdrożony nieco później, jest czas na wdrożenie infrastruktury mobilności elektrycznej i renowację budynków. Dlatego jest szansa, że cena w 2026 r. nie będzie aż tak wysoka.

Nie ma też obawy, że rynek od razu stanie się bardzo „ciasny”. Na początku prawdopodobnie będzie trochę nadpodaży, aby pomóc uczestnikom rynku w ustaleniu ceny, co pozwoli następnie obniżyć podaż.

Wracając do głównego systemu EU ETS: w swoim planie reform Komisja Europejska oznajmiła, że przewiduje cenę emisji dwutlenku węgla na poziomie około 85 euro za tonę do 2030 r. Inne podmioty przewidują, że będzie to około 100 euro. Sumy te odbiegają od obecnej ceny, która dopiero niedawno przekroczyła 50 euro. Jaki byłby wpływ tak wysokich cen na gospodarkę UE?

Najpierw muszę uściślić: ICIS nie wierzy, że cena osiągnie 100 euro w tym lub przyszłym roku.

W tym roku branże nadal otrzymują sporo bezpłatnych przydziałów. Oczywiście w tym roku sektorowi energetycznemu jest trochę trudniej ograniczyć emisje poprzez przejście na inne źródła energii, ale ogólnie nadal mamy nadpodaż na rynku.

Ważne jest także, by przewidzieć, jakie byłyby polityczne konsekwencje, jeśli ceny osiągną, powiedzmy, 90-100 euro w tym roku. Jeśli ceny będą wciąż rosły, europosłowie na pewno przedstawią propozycje odpowiednich środków. A rynek zazwyczaj dość szybko reaguje na tego typu propozycje.

Spodziewamy się więc bardziej stabilnego wzrostu cen na przestrzeni lat, oczywiście z pewnymi wahaniami, sięgającego 90 euro do 2030 r.

Jakie byłyby jednak konsekwencje gospodarcze, gdyby ceny emisji dwutlenku węgla osiągnęły pod koniec dekady blisko 100 euro? Czy spowodowałoby to realne przyspieszenie transformacji energetycznej w energetyce?

Tak, spodziewamy się przyspieszenia. Widzimy już, że ceny emisji dwutlenku węgla mają wpływ na decyzje o zwiększeniu wykorzystania odnawialnych źródeł energii. Jeśli spojrzeć na ceny energii na przyszły rok, to na przykład w Niemczech mają one wynieść blisko 90 euro za megawatogodzinę. Jednocześnie uśredniony koszt energii elektrycznej dla fotowoltaiki to około 40-45 euro.

W nadchodzących latach odnawialne źródła energii będą opłacalne dla inwestorów. I wydaje mi się, że zwłaszcza przy obecnych wysokich cenach energii, dojdzie do przyspieszonego przejścia na OZE. Zmiany zawsze wymagają trochę czasu, ale dla sektora energetycznego obecne tendencje naprawdę powinny wywołać falę inwestycji w OZE

Myślę, że zaktualizowana dyrektywa w sprawie energii odnawialnej pomoże lepiej pokierować dekarbonizacją.

W wielu miejscach nie ma już potrzeby dotowania, więc będzie ona napędzana wyłącznie ceną emisji dwutlenku węgla i ceną rynkową energii.

A co z przemysłami energochłonnymi: stalowym, cementowym, chemicznym itp.?

Myślę, że dla przemysłu dekarbonizacja jest trudniejszym procesem. Reagowanie na zmiany zajmuje tym gałęziom przemysłu więcej czasu niż sektorowi energetycznemu, ponieważ są one mniej aktywne w handlu emisjami i mają pewne perspektywy na kilka lat do przodu dzięki darmowym przydziałom. Zwłaszcza mniejsi gracze nie byli tak naprawdę aktywni w ETS od dłuższego czasu, często kupują uprawnienia w ostatniej chwili, przed terminami.

W następnych latach to nie będzie już tak działać. Będą one musiały zmienić swoją strategię zakupu, zwłaszcza jeśli dojdzie do redukcji darmowych przydziałów. Jednocześnie muszą one zacząć myśleć o opcjach redukcji emisji.

Ale widać, że także i przemysł zaczyna się do tego przygotowywać. Obserwujemy duże projekty związane z wykorzystaniem stali wyprodukowanej przy użyciu „zielonego” wodoru. W tej chwili są to zaledwie pojedyncze przykłady, ale spodziewamy się, że w nadchodzących latach pojawi się coraz więcej takich projektów. A jeśli tak się nie stanie w następnych latach, spodziewałbym się, że cena węgla będzie dalej rosła, dopóki to się nie stanie.

Jeśli chodzi o koszty redukcji emisji, widzimy, że niektóre z tych innowacyjnych projektów stają się opłacalne już przy cenie emisji wynoszącej 50-60 euro.

Niektóre kraje w Europie stoją przed większym wyzwaniem niż inne, jeśli chodzi o dekarbonizację – zwłaszcza Polska, która wciąż prawie 80 proc. energii elektrycznej pozyskuje z węgla. Czy wyższa cena emisji dwutlenku węgla pomoże wypełnić tę lukę, czy rozbieżności te będą jeszcze większe?

Z jednej strony obserwujemy rosnącą zbieżność cen energii w Europie, co jest dobre, ponieważ w konsekwencji wszyscy będą płacić mniej więcej tyle samo. Na przykład we Francji ceny energii są często napędzane przez węgiel w Niemczech.

A są też kraje takie jak Polska, które są silnie uzależnione od węgla. W tych krajach ceny energii będą średnio wyższe niż w krajach takich jak Francja, które mają i tak już wyjątkowo niskoemisyjny system energetyczny.

Dlatego ETS będzie musiał stworzyć pomost w tym obszarze. Na przykład Polska już kilka miesięcy temu dała jasno do zrozumienia, że chce dodatkowych środków z ETS, aby wspomóc transformację swojego systemu energetycznego. A dzięki większemu unijnemu funduszowi modernizacyjnemu w ramach zreformowanego ETS Polska odniesie bezpośrednie korzyści.

Myślę, że będzie to miało duże znaczenie w debacie. Dopóki uzależnione od paliw kopalnych państwa członkowskie będą uzyskiwać wystarczające dochody z ETS, będą w stanie inwestować w dekarbonizację i nadrabiać względem innych krajów.

Czy unijny fundusz modernizacyjny może być na tyle duży, by zadowolić Polskę?

Niektóre kraje już teraz mają niski udział węgla w strukturze energetycznej i będą one musiały zrezygnować z części swoich środków z ETS, jeśli chcą, aby inne kraje też wsparły system. To swego rodzaju kompromis. Mamy system europejski i trzeba zdecydować, który kraj dostanie ile z puli. Podziału środków trzeba dokonać w sposób sprawiedliwy.

Porozmawiajmy o takich branżach jak produkcja aluminium, które są dużymi konsumentami energii elektrycznej. Czy branże powinny przygotować się na wyższe ceny energii elektrycznej w wyniku zmian w ETS?

Mamy tutaj dwa czynniki. Z jednej strony coraz większe ilości energii ze źródeł odnawialnych, która będzie tańsza. A jednocześnie rosnące ceny dwutlenku węgla, które podnoszą cenę energii nie pochodzącej z OZE.

Oznacza to jeszcze większą rozbieżność w cenach, co w nadchodzących latach stanowić będzie bodziec dla magazynowania energii elektrycznej. Ten rok jest wyjątkowy, bo mieliśmy mroźną zimę i ekstremalnie wysokie ceny gazu. Spodziewamy się, że ceny energii elektrycznej pozostaną wysokie w kolejnych latach, również napędzane przez ceny węgla. To może wywołać falę inwestycji w odnawialne źródła energii.

Wraz ze wzrostem udziału źródeł odnawialnych w strukturze energetycznej ceny energii powinny ponownie spaść i pozostać na średnim poziomie. Ogólnie rzecz biorąc oczekujemy, że ceny energii w nadchodzących latach będą raczej stabilne.

Branże energochłonne, takie jak stal i cement, już narzekały, że system handlu uprawnieniami do emisji podnosi ceny energii elektrycznej i osłabia ich konkurencyjność. Czy wyższe ceny uprawnień w ETS mogą być gwoździem do trumny dla tych branż?

Ochrona przed ucieczką emisji jest naprawdę ważna, aby rozwiązać ten problem. Do tej pory branże te otrzymywały wiele bezpłatnych przydziałów z ETS, co miało na celu zapobiec problemom z konkurencyjnością. Teraz niektóre z nich zostaną objęte nowym mechanizmem dostosowania granic w zakresie emisji dwutlenku węgla (CBAM).

Proces polityczny zatwierdzenia tych zmian będzie naprawdę trudny, ponieważ Komisja jest poddawana presji wewnętrznej ze strony przemysłu i krajów potencjalnie dotkniętych, które już wyraziły swoje obawy.

Będzie to duże wyzwanie, ale myślę, że branża generalnie chce dostosowania granicy emisji dwutlenku węgla i jednocześnie chce bezpłatnych przydziałów. Propozycja Komisji jest kompromisem polegającym na stopniowym wycofywaniu bezpłatnych przydziałów, co zdaniem prawników powinno być zgodne z zasadami WTO. Przedsiębiorstwa, których to dotyczy, będą zatem mogły stopniowo dostosowywać się do nowych zasad. Zyskają na nich firmy produkujące stal niskowęglową.

Wprowadzone przez Komisję środki muszą być starannie wyważone, aby przydziały były rozdzielane tylko firmom naprawdę objętych ryzykiem ucieczki emisji.

Niektóre z tych branż zwróciły uwagę, że producenci europejscy będą musieli płacić cenę za emisję w 100 proc. produkcji, podczas gdy producenci zagraniczni będą narażeni na CBAM tylko w odniesieniu do części swojej produkcji, która jest eksportowana do UE. Oznacza to, że europejskie firmy nadal pozostaną w niekorzystnej sytuacji.

To słuszny argument, który warto podkreślić. Istnieją jednak sposoby rozwiązania tego problemu, np. poprzez zastosowanie średniej intensywności emisji do całej produkcji zagranicznej firmy. To jest coś, co prawdopodobnie pojawi się w debacie nad CBAM i wtedy trzeba będzie znaleźć rozwiązanie.

Podobna dyskusja dotyczy rabatów eksportowych, których domagają się również energochłonne branże. Ale CBAM to osobny temat i minie trochę, zanim system ten zostanie wdrożony, a w międzyczasie wiele może się zmienić.