Węgiel można sprowadzić z RPA czy Australii, ale będzie drogo

- Wysokie ceny paliw kopalnych to bodziec do dalszego rozwoju OZE – mówi w rozmowie z portalem netTG.pl Gospodarka i Ludzie KRYSTIAN BRYMORA, dyrektor Wydziału Analiz Domu Maklerskiego BDM.

Jest pan zaskoczony zeszłorocznym popytem na węgiel?
Myślę, że każdy jest, nawet kopalnie czy koncerny energetyczne. Ubiegłoroczny wzrosty popytu na węgiel kamienny, który szacujemy na ok. 5 mln ton w przypadku krajowej energetyki zawodowej, to splot wielu pozytywnych czynników od drogiego gazu, niskiej wietrzności czy srogiej zimy w końcówce roku. Szczególne znaczenie w tym przypadku ma drogi gaz, bo energia produkowana z tego paliwa to ponad 15 proc. miksu energetycznego w Europie.

Co ważne, jest to paliwo krańcowe, czyli takie które „zamyka” system energetyczny i decyduje o cenie energii. W Polsce tym paliwem jest węgiel energetyczny, którego jesteśmy jedynym producentem w UE. Różnica między gazem a węglem warunkuje więc konkurencyjność naszej elektroenergetyki. A gaz jest dalej droższy niż węgiel. Kiedy na początku tego roku wydawało się, że większość tych czynników się odwróci, nadeszła wojna na Ukrainie, która praktycznie wywróciła światowy surowców energetycznych, metali czy surowców rolnych.

Choć ceny węgla rosną, to polskie kopalnie nie zawsze są rentowne. Czy ceny węgla powinny być jeszcze większe, by kopalnie były samowystarczalne?
Za ok. 80 proc. krajowej produkcji węgla energetycznego odpowiada zawodowa energetyka. W tym przypadku ceny po jakich krajowe kopalnie sprzedają węgiel nie wiele mają wspólnego z rynkiem międzynarodowym. Opierają się głównie na wskaźniku PSCMI, który bazuje na transakcjach historycznych i nie odzwierciedla realnej sytuacji na rynku węgla.

W latach 2019-2020 ceny kształtowały się znacząco powyżej poziomów ARA. Było to ok. 12 PLN/GJ dla PSCMI1 vs ok. 8 PLN/GJ w przypadku ARA. Wtedy to elektrownie niejako finansowały działalność krajowych kopalni.

Sytuacja zmieniła się o 180 stopni w 2021 roku, kiedy rynek międzynarodowy doświadczył dużego wzrostu cen. Tymczasem krajowe notowania zachowały się relatywnie stabilnie, a w 2022 rok ceny wzrosły o ok. 20 proc. r/r. Nie są to jednak ceny, które zapewniałyby dodatnią rentowność takich spółek jak Tauron Wydobycie czy PGG. Tu koszty wydobycia są najwyższe, krańcowe, a niedoinwestowane spółki nie są w stanie zwiększyć wydobycia.

Inną sytuację mamy w przypadku Bogdanki, która już 2021 rok zakończyła rekordowymi wynikami, powyżej poziomów z 2017 roku. Spółka była w stanie skokowo zwiększyć wydobycie aż o 30 proc. r/r. Niewiele skorzystała ze wzrostu cen węgla. Ten efekt pojawi się dopiero w tym roku, choć będzie ograniczony. Dla porównania w styczniu 2022 ceny wg. PSCMI wzrosły o ok. 18 proc. do ok. 13,2 PLN/GJ przy czym notowania ARA po wybuchu wojny na Ukrainie wystrzeliły o ponad 100 proc. w rejony 50-60 PLN/GJ.

W kontekście słabych wyników największego producenta węgla w kraju czyli PGG na uwagę zasługuje również umowa z PGE z listopada 2018 roku, gdzie węglowa spółka zabezpieczyła wówczas ceny dla ponad 6 mln ton węgla na stałym poziomie do końca 2022 roku. W biznesie, gdzie większość kosztów to płace mające charakter inflacyjnego wzrostu, tak się nie robi.

Tym samym PGG nie jest w stanie w pełni wykorzystać świetnego otoczenia cenowego na rynku węgla. Również wydobycia nie zwiększy, bo tegoroczny plan jest zbliżony do ubiegłorocznych 23 mln ton.

Jest już embargo na węgiel z Rosji. Czy możemy się obejść bez rosyjskiego węgla?
Jak na razie embargo na rosyjskie surowce energetyczne nałożyły tylko USA i Brytyjczycy, czyli kraje gdzie surowce te nie stanowią istotnego udziału w miksie energetycznym czy imporcie. Obawiam się, że UE nie jest w stanie obejść się bez rosyjskich dostaw ropy, gazu czy węgla kamiennego, choć w przypadku węgla wydaje się to stosunkowo najprostsze.

Rosja to prawdziwy hegemon energetyczny na świecie. W 2021 roku odpowiadała za ok. 17 proc. światowej produkcji gazu ziemnego, 15 proc. węgla energetycznego czy 12 proc. ropy naftowej. Oczywiście Europa jest tu najbardziej uzależniona przez historyczną współpracę i infrastrukturę. Rosyjski węgiel energetyczny to ok. 60 proc. importu tego surowca do Europy, gaz ok. 38 proc. a ropa naftowa ok. 25 proc.

Robiliśmy niedawno analizy, że uniezależnienie się od rosyjskiego gazu praktycznie nie jest możliwe nawet w perspektywie 3 lat. Po pierwsze infrastruktura ma liczne wąskie gardła, bo co z tego, że w Europie mamy ponad 200 mld m3 zdolności importowych gazu ziemnego drogą morską (LNG), jak większość tych zdolności jest na półwyspie Iberyjskim połączonym z Francją i europejskim systemem tylko jednym gazociągiem z ograniczoną przepustowością.

Po drugie, co innego mieć infrastrukturę, a co innego mieć gaz. O gaz LNG trzeba rywalizować z Azją czy Ameryką Południową. Oczywiście będzie to wymagało trwałego wzrostu cen.

Polska na tle europejskim wydaje się być mniej zależna od importu rosyjskich węglowodorów. Długoterminowa polityka uniezależniania się od naszego wschodniego partnera spowodowała, że już pod koniec roku oddane zostaną 2 ważne gazociągi Baltic Pipe i GIPL, a PGNiG w 2018 roku podpisał wiele kontraktów na skroplony gaz z USA.

Mamy eksportować węgiel z Australii. Czy przez wysokie koszty transportu jego cena nie przekroczą możliwości nabywczych Polaków?
Rosja odpowiadała za ponad 80 proc. krajowego importu węgla energetycznego. W 2021 sprowadziliśmy stamtąd 8,3 mln ton gł. dla lokalnych ciepłowni, przemysłu i gospodarstw domowych. Energetyka zawodowa sprowadzała śladowe ilości, choć należy pamiętać że w 2021 roku wzrost zapotrzebowania do produkcji energii elektrycznej o ok. 5 mln ton został pokryty nie wzrostem produkcji, a redukcją nagromadzonych z wcześniejszych lat zapasów.

Tym samym nawet energetyka zawodowa może stanąć przed problemem importu tego paliwa, choć w najgorszej sytuacji wydają się być gospodarstwa domowe. Ponad 50 proc. zużycia popularnych ekogroszków jest np. z Rosji. Węgiel można sprowadzić z innych kierunków jak RPA, Kolumbia czy Australia, ale będzie to wymagało oczywiście znacznego wzrostu kosztów. Już teraz widzimy wzrost cen tego sortymentu z ok. 700-800 PLN/t poprzedniej zimy do ok. 2000 PLN/t, a paliwo to stało się bardzo popularne. Z ok. 10 mln ton węgla zużywanych do celów opałowych ok. 3 mln ton stanowią ekogroszki. Krajowa produkcja nie jest w stanie pokryć tego zapotrzebowania, a Rosja to najtańszy import.

Niezależność będzie więc słono kosztować. Coraz więcej polskich rodzin dotknie problem ubóstwa energetycznego. Odbije się to również na jakości spalanego paliwa w domowych kotłach, a wiadomo niestety co to oznacza…

Czy w związku z wysokimi kosztami węgla i gazu nie powinniśmy przyspieszyć inwestycje w OZE?
Tak, wysokie ceny paliw kopalnych to zdecydowanie bodziec do dalszego rozwoju OZE. To również jeden w wniosków z analizy uniezależnienia się Europy od rosyjskich surowców. Wg Bloomberga Europa może zwiększyć moc instalacji fotowoltaicznych nawet o 50 proc. w tym roku (45 GW) dzięki sprawniejszemu wydawaniu pozwoleń i wprowadzeniu obowiązku wyposażania wszystkich nowych domów w panele na dachu. To o sześć lat wcześniej niż zakładały wcześniejsze prognozy.

Również w Polsce moc PV przekroczyła już 8 GW vs 7 GW w przypadku lądowej energetyki wiatrowej. Problem z jakim mierzy się krajowy rynek to oczywiście wydajność infrastruktury energetycznej. Nie chodzi tu wyłącznie o niedoinwestowane sieci elektroenergetyczne, ale o cały system w tym kwestię bilansowania rozbudowanych zdolności OZE. Bo taką energię mamy tylko kiedy świeci lub wiele. Rolą konwencjonalnych elektrowni jest zabezpieczanie systemu, aby energii nie brakło kiedy warunki pogodowe się pogarszają.

W Niemczech robiły to elektrownie gazowe z taniego rosyjskiego gazu. My rozbudowaliśmy zdolności transgraniczne, ale jeśli chcemy dalej rozwijać OZE musimy mieć na to rozwiązanie. Węgiel się do tego nie nadaje, gaz owszem. Niemniej współpraca z Rosją nie będzie możliwa. Zostaje kwestia rozwoju magazynów energii i energetyki atomowej, ale to melodia przyszłości.

Czy w obecnej sytuacji związanej z wojną na Ukrainie i wysokimi cenami kapalin, Unia Europejska nie powinna zdecydowanie zmniejszyć koszty emisji CO2?
Celem UE był jak największy wzrost kosztów uprawnień do emisji CO2, co miało przyśpieszać transformację energetyczną. Stąd do rynku w 2018 roku dopuszczono inwestorów finansowych i stworzono mechanizmy ściągające podaż tych uprawnień.

Teraz KE stanęła przed dylematem, bo forsowana przez Niemców polityka energetyczna w oparciu o tani gaz z Rosji, jako paliwo przejściowe upadła. Izolacja Rosji oznacza trwale wyższe ceny gazu i energii w Europie, a głosy zawieszające system handlu emisjami ETS, wydają się zasadne. To duża szansa dla krajowej energetyki i przemysłu opartego głównie na emisyjnym węglu.

Czy dla rozwoju energii wiatrowej nie powinna być zniesiona zasada 10H, która wg producentów , hamuje jej rozwój?
Zasada 10H, która zatrzymała rozwój wiatrowej energetyki na lądzie to chyba najbardziej szkodliwa ustawa jaka powstała w sektorze energetycznym w ostatnich latach. Jej zniesienie jest konieczne, szczególnie jeśli mówimy o uniezależnianiu się od paliw kopalnych importowanych z Rosji.

W perspektywie kilku lat moce farm wiatrowych powinny się podwoić z obecnych ok. 7 GW. A każdy 1 GW w tej technologii to ok. 2,2 TWh energii czyli 1,3 proc. krajowego zapotrzebowania. Przy napiętym systemie energetycznym i roli jaką obecnie pełnimy, czyli eksportera netto energii to bardzo ważne źródło, znacznie stabilniejsze niż fotowoltaika, gdzie boom inwestycyjny głównie wśród prosumentów raczej minął.

Jeżeli chcesz codziennie otrzymywać informacje o aktualnych publikacjach ukazujących się na portalu netTG.pl Gospodarka i Ludzie, zapisz się do newslettera.