Ceny – do przodu, ale ciągle w miejscu

Unia Europejska próbuje wyznaczać trendy w zakresie miksu energetycznego i narzucać innym państwom swoją wizję budowania tej gałęzi gospodarki...

Kiedy w połowie listopada ceny węgla zaczęły nagle ostro lecieć w dół, najbardziej czarne scenariusze mówiły o tym, że chwilowy boom na węgiel skończył się i zaobserwujemy za chwilę powrót do sytuacji sprzed roku, kiedy to w lutym obserwowaliśmy najniższe poziomy światowych indeksów od wielu lat. Co bardziej umiarkowane głosy wyrażały opinie, że to początek fali stabilizacji.

I faktycznie – na początku grudnia mogliśmy zaobserwować silne odbicie się wskaźników ARA i RB, a przez cały styczeń – utrzymywanie się na stałym poziomie. Analizując ceny ropy w zestawieniu z cenami węgla na rynku Atlantyku można zauważyć powrót do spokojnej korelacji cen dla obu tych surowców. Ceny ropy (WTI, Brent i Ural) oscylowały w granicach 50–55 USD za baryłkę, podczas gdy wskaźniki CIF ARA i FOB RB utrzymywały się w granicach 80–90 USD za tonę.

Spojrzenie na Polskę

Zacznijmy jednak od Polski, gdzie na początku 2017 r. Agencja Rozwoju Przemysłu opublikowała indeksy cenowe dla polskiego węgla za listopad. Analizując końcówkę ub.r. można zauważyć, że wskaźniki PSCMI1 i PSCMI2 powtarzały tendencję z października: indeks cenowy PSCMI2 (ciepłownie i inni odbiorcy przemysłowi) poprawił swój wynik o prawie 3 proc. i wyniósł 208,89 PLN/t. Oznaczało to, że był to już trzeci z kolei miesiąc, gdy ten marker regularnie (o 2–3 proc.) odrabiał straty do cen światowych. Drugi indeks polskiego węgla – PSCMI1 (energetyka zawodowa) ulegał nieznacznemu obniżeniu – do poziomu 189,49 PLN/t (spadek o 0,12 proc.). Przy grudniowym kursie amerykańskiego dolara, węgiel krajowy wciąż pozostawał bardziej konkurencyjny wobec węgla z importu.

Jeśli chodzi o ceny, prezes LW Bogdanka Krzysztof Szlaga przewiduje, że w 2017 r. ich poziomy utrzymają się rdr lub minimalnie spadną. Bogdanka, która w 2016 r. wyprodukowała 9 mln t węgla, zakłada wydobycie w 2017 r. na poziomie 8,5–9 mln t, które trafi najprawdopodobniej do elektrowni Ostrołęka oraz aktywów Grupy Enea: elektrowni Kozienice i nowego nabytku poznańskiej spółki – elektrowni Połaniec. Uaktualniona strategia rozwoju LWB ma się pojawić w ciągu najbliższych kilku tygodni.

Tymczasem prezes JSW Tomasz Gawlik odwołuje się do światowych ośrodków analitycznych i spodziewa się stabilizacji cen węgla koksowego na poziomie średniorocznie 130–140 USD za tonę. Nowa strategia Grupy JSW ma się pojawić na przełomie marca i kwietnia.

Jeśli chodzi o plany Węglokoksu (w 2016 r. wyeksportował 4 mln t węgla, tj. 15 proc. mniej rdr), katowicka spółka w 2017 r. zakłada przynajmniej utrzymanie poziomu eksportu na ubiegłorocznym poziomie. Węglokoks pozostaje największym polskim eksporterem węgla kamiennego, ale w ub.r. jego udział w całkowitym polskim eksporcie (ok. 8,7 mln t) spadł poniżej 50 proc. W 2015 r. 91 proc. eksportu Węglokoksu trafiało do UE, w ub.r. już tylko 76 proc. Spółka obecnie szuka nowych rynków w Afryce i na Bliskim Wschodzie. W branży mówi się jednak coraz częściej, że bardziej niż nowych klientów spółce brakuje surowca o odpowiednich parametrach, którego oczekują importerzy. Według prognoz Ministerstwa Energii, całkowita produkcja węgla kamiennego w 2016  r.  miała być niższa od osiągniętej w 2015 r. o ok. 1,7 mln t (70,7 mln t), nieznacznie miała natomiast wzrosnąć sprzedaż do wszystkich odbiorców (o 100 tys. t), przy czym energetyka zawodowa miała odebrać o 1,6 mln t mniej, w przeciwieństwie do odbiorców przemysłowych innych niż ciepłownie zawodowe i niezawodowe i pozostałych odbiorców krajowych (łącznie 1,7 mln t).

W sprawie produkcji Ministerstwo nie pomyliło się znacznie – wg Głównego Urzędu Statystycznego produkcja węgla kamiennego w grudniu 2016 r. spadła o 7,4 proc. rdr i 0,4 proc. mdm i wyniosła 6,042 mln t, tzn., że w całym 2017 r. polskie górnictwo wyprodukowało niecałe 70 mln t. Jeśli chodzi o prognozy cen na br., Haitong Bank podał, że średnia cena węgla na świecie wyniesie ok. 70 USD za tonę, przy jednoczesnych wzrostach średnich cen w Polsce (o 4,1 proc., z 8,8 PLN/GJ w ub.r. do 9,4 PLN/GJ w br.).

Rosja – rekordy produkcji

Wracając na rynki światowe: inny ośrodek ekspercki – działające przy rządzie federalnym Rosji Centrum Analityczne – podało, że spodziewa się mniejszego zużycia węgla na rynku Pacyfiku, co przyczyni się w dużym stopniu do zmniejszenia eksportu tego paliwa z Rosji. Ma być to spowodowane głównie porozumieniem zawartym podczas paryskiego szczytu klimatycznego i wynikającym z niego ograniczeniem produkcji energii ze źródeł konwencjonalnych. Rosyjskie kopalnie w ub.r. odnotowały rekordy produkcji.

Według szacunków federalnego Ministerstwa Energetyki w ub.r wyprodukowano tam 385,4 mln t (wzrost o 12 mln t, czyli 3,2 proc. rdr).  Zwiększył się też eksport tego  surowca - 165 mln t, co oznacza wzrost o 5,8 proc. rdr (w pierwszych trzech kwartałach aż o 10 proc. rdr), na co wpływ miał przede wszystkim tani rubel. Średnia cena eksportowa rosyjskiego węgla po trzech pierwszych kwartałach 2016 r. była niższa niż w analogicznym okresie poprzedniego roku i wynosiła 51 USD za tonę (65 USD/t rok wcześniej). W końcu października zapasy węgla kamiennego w Rosji zmalały o 3 proc. rdr, ale  główni  konsumenci  ograniczali  popyt w jeszcze większym tempie.

Chiny – 4 miliardy ton

Tymczasem Chiny, największy stymulant światowego popytu, pomimo deklaracji o odchodzeniu od paliw kopalnych w stronę zielonej energii, zamierzają odpowiadać dwutorowo na zwiększony  popyt swojej gospodarki na prąd – rozwijając jednocześnie duże instalacje OZE, ale także zwiększając produkcję i zużycie własnego węgla (nienadającego się na daleki eksport morski) i to pomimo nieefektywnych kopalń.

Jak podawała rosyjska agencja Interfax powołując się na Państwową Komisję ds. Rozwoju i Reform Chińskiej Republiki Ludowej, wydobycie węgla  w najbliższych  trzech  latach  ma  wzrosnąć  do prawie 4 mld t rocznie (tj.  o 18  proc.),  przy zużyciu  wymagającym  jedynie  ok. 0,1–0,2 mld t węgla z importu. Analitycy domu inwestycyjnego Argonaut Securities Asia szacują tymczasem poziom wydobycia węgla kamiennego w Chinach na 3,3 mld t  w  roku.  Zapowiedź  wzrostów kontrastuje jednak z danymi Bloomberga  za 11  miesięcy  ub.r., wg których  wydobycie  w Chinach  spadło  o 10  proc.  Było to oczywiście wynikiem  podejmowanych  przez  Pekin  działań  na rzecz zmniejszenia nadmiaru węgla na rynku i wyprowadzenia sektora z kryzysu, co w rezultacie doprowadziło do tego, że ceny węgla na rynkach światowych wzrosły w ciągu 6 miesięcy o   blisko 90 proc.

Reagując na zaistniałą sytuację, Pekin podjął decyzję o ponownym uruchomieniu wydobycia w zamykanych wcześniej zakładach i zatrzymał dwucyfrowy spadek rdr odnotowany w marcu 2016 r. W najbliższych trzech latach Chiny chcą także zmniejszyć wydobycie węgla z nieefektywnych kopalń o 800 mln  t  w  rok, przy jednoczesnym zwiększeniu produkcji w innych o 500 mln t. Liczba kopalń w Chinach ma spaść o ok. 6 tys. (głównie małych i średnich, słabo rozwiniętych technologicznie), a do 2020 r. udział 14 największych centrów wydobywczych w łącznym wolumenie produkcji ma wynosić 95 proc. Skoncentrowane w najlepszych jednostkach wydobycie węgla będzie zasilało chińską energetykę, w której udział węgla kamiennego zmniejszy się do 58 proc. (głównie na rzecz gazu ziemnego, którego udział w miksie energetycznym Państwa Środka wzrośnie o 10 proc.).

Nie tylko lokalne podwórko

Chiny nie zamierzają się jednak ograniczać do lokalnego podwórka – za ok. 2,45 mld USD chińska spółka Yancoal Australia przejęła część kopalń koncernu Rio Tinto zlokalizowanych w Australii, a także aktywa logistyczne związane z wysyłką węgla w porcie Newcastle. Zdaniem analityków transakcja wskazuje na to, że firmy z Chin uważają, że kryzys w sektorze węglowym dobiegł końca i od teraz ceny surowca będą rosły. Co ważne, część aktywów dotyczy węgla koksującego i być może właśnie dlatego spadek jego cen nieco zwolnił w końcówce stycznia, w porównaniu z wcześniejszym tempem spadków. W ciągu całego miesiąca węgiel koksujący potaniał o prawie 30 proc., ale w skali roku jest droższy o 123 proc. Nagłe zniżki cen węgla koksującego w Australii miały swoje reperkusje w cenach węgla energetycznego, gdzie wskaźnik FOB Newcastle notował na początku roku dynamiczny spadek i od 10 stycznia znajduje się poniżej pozostałych dwóch najważniejszych indeksów – FOB  Richards  Bay  i CIF  ARA. W skali miesiąca australijski węgiel energetyczny potaniał o prawie 12 proc. Spadek utrzymuje się pomimo obecnej hossy na australijski węgiel energetyczny, którego w ciągu pierwszych dziesięciu miesięcy 2016 r. wyeksportowano o 8 mln t węgla więcej niż w analogicznym okresie 2015 r. Głównym odbiorcą pozostają Chiny, największy partner handlowy Australii, który wciąż utrzymuje 6 proc. podatek importowy na węgiel energetyczny pochodzący z Kolumbii, Rosji i RPA.

Przesuwając się na zachód do swoistej bramy pomiędzy rynkami Pacyfiku i Atlantyku – południowoafrykańskiego portu Richards Bay: tylko w pierwszej połowie grudnia z RPA wyeksportowano ponad 2,5 mln t węgla, a ambitne plany zakładały dwukrotne zwiększenie tego wolumenu do końca miesiąca i dalsze  wzrosty  na  początku  2017  r.  W drugiej połowie stycznia pojawił się jednak problem z  utrzymaniem poziomu wydobycia, a Transnet Freight Rail (państwowy operator transportu kolejowego) odnotowywał kolejne spadki wolumenu węgla przewożonego z kopalń do portu w Richards Bay. Zachowując wysoki poziom eksportu może powtórzyć się  niebezpieczna  sytuacja z początku ub.r. kiedy w ciągu dwóch dni w styczniu do portu nie dotarła część planowanego wolumenu i w rezultacie zapasy w porcie zmalały do tylko 2,1 mln t na dzień 5 lutego 2016, wobec 4 mln t na początku  stycznia.

Spadki w ARA i spór w Kolumbii

Tematyka kolejowa napędzała też podaż węgla na rynku zachodnioeuropejskim. Spadki cen węgla w portach ARA na początku roku to przede wszystkim uspokojenie sytuacji w Kolumbii, gdzie w końcówce 2016 r. zagrożenie strajkiem w kopalniach w tym kraju (jednego z głównych dostawców na rynek zachodnioeuropejski) spowodowało nagły skok cen. Po długich negocjacjach udało się osiągnąć kompromis. Na głównej linii sporu byli górnicy oraz firma transportowa Fenco, będąca operatorem najważniejszej linii kolejowej łączącej kopalnie z portami kolumbijskimi. W ostatnim tygodniu grudnia Fenco zgodziło się pójść na ugodę, co oddaliło widmo wstrzymania dostaw i spadku cen.

Jednocześnie na przełomie stycznia i lutego z uwagi na sygnalizowany wcześniej spread cen transakcyjnych i papierowych, rynek europejski wstrzymywał się z dokonywaniem fizycznych transakcji – w grudniu odnotowano jedynie 4 transakcje, czyli 1 proc. z całego 2016 r. Do tego należy dodać spadek stawek frachtowych z rynków Pacyfiku na rynek ARA z 11 USD/t  do 6 USD/t  w końcówce  roku, co również przyczyniało się do zwiększenia dostaw z portu Richards Bay (RPA) i w konsekwencji do dalszych spadków cen. Jednak to właśnie rynek ARA ma szanse notować największe wzrosty w końcówce zimy, gdyż luty jest we Francji tradycyjnie miesiącem zwiększonego zapotrzebowania na energię elektryczną. Wobec ostatnich wyłączeń reaktorów jądrowych koncernu EDF  Francja będzie importować prąd z Włoch i Hiszpanii, ale także zwiększać swoją moc z bloków węglowych. A te w ostatnim tygodniu pracowały pełną parą wobec widma blackoutu, które nawiedziło odbiorców energii znad Sekwany.

Rośnie zależność Unii

Na koniec: Unia Europejska nie ma powodów do dumy. Według małego rocznika statystycznego Komisji Europejskiej zależność energetyczna Unii w latach 1995–2014 zwiększyła się o 10 proc., z czego najbardziej w zakresie węgla kamiennego, bo z 29,7 proc. do aż 67,9 proc. Obserwując wygaszanie kopalń w Hiszpanii, Niemczech i ostatnio całkowite w Wielkiej Brytanii można śmiało stwierdzić, że trend ten będzie się dalej nie tylko utrzymywał, ale wzrastał, ponieważ nie zanosi się na wzrost produkcji tego paliwa wewnątrz UE. Oznacza to, że ceny węgla w portach ARA będą jeszcze bardziej zależne od sytuacji na rynkach kolumbijskim, amerykańskim, południowoafrykańskim i australijskim. Polskę, należącą tradycyjnie do państw najmniej uzależnionych od importu surowców energetycznych, te tendencje będą omijały nieco szerszym łukiem.

Dlatego właśnie na pierwszym w tym roku posiedzeniu Parlamentarnego Zespołu Górnictwa i Energii ciekawy komentarz wygłosił Krzysztof Paturej, prezes Międzynarodowego Centrum Bezpieczeństwa Chemicznego w Polsce, który powiedział wprost, że UE dąży do likwidacji energii produkowanej z „czarnego złota”, ale kraje rozwijające się nie przyjmują tej polityki. Jako przykład podał niedawną konferencję w Kenii, na której usłyszał wprost, że kraje afrykańskie  i azjatyckie nie są zainteresowane kosztowną fanaberią Unii Europejskiej i pozostaną przy węglu.

Nie od dziś Unia Europejska próbuje wyznaczać trendy w zakresie miksu energetycznego i narzucać innym państwom swoją wizję budowania tej gałęzi gospodarki. Jednak jak widać, państwa afrykańskie i azjatyckie coraz głośniej i bardziej stanowczo sprzeciwiają się polityce dekarbonizacyjnej, zdając sobie sprawę z tego, że węgiel jest najtańszym i najbezpieczniejszym surowcem w makroenergetyce. Wobec powyższego Krzysztof Paturej zaproponował dwa kierunki. Po pierwsze – stworzenie koalicji państw surowcowych (takich jak Polska, osamotniona w coraz mniej niezależnej energetycznie Europie) i pokazywanie UE, że jej model energetyki nie działa, a reszta świata nie kupuje jej polityki energetycznej. Po drugie – już na gruncie wspólnotowym: wprowadzenie do polityki energetycznej innych elementów niż szalona dekarbonizacja, np. walka ze smogiem i pyłami.

Dawid Salamądry
Dyrektor Działu Analiz Rynku Węgla Energomix
i założyciel  serwisu polishcoaldaily.com