U progu transformacji energetycznej, dekarbonizacji, niespodziewanie rośnie popyt na węgiel i jego ceny

- Elektrownie węglowe zwiększyły produkcję w I półroczu 2021 r. o blisko 20 proc. w stosunku do 2020 r. Blisko 66 TWh wyprodukowanej energii w tym okresie to najlepszy wynik elektrowni węglowych od 4 lat - uważa Brymora

KRYSTIAN BRYMORA, dyrektor Wydziału Analiz Domu Maklerskiego BDM, w rozmowie z portalem netTG.pl ocenia ekonomiczną stronę węglowego biznesu. Mimo wzrostu cen węgla prognozy nie są najlepsze. - Od tego, jak kopalnie wykorzystają obecną sytuację, będą zależeć ich kolejne lata. Trzeba z niej skorzystać jak najlepiej, ale śląskie kopalnie nie są na to przygotowane. Nie mają frontów, żeby szybko zwiększyć wydobycie, a pandemię przetrwały tylko dzięki pożyczce płynnościowej z PFR. Z kolei jak tylko sytuacja się poprawi, od razu po podwyżki zgłasza się liczna załoga. W PGG zatrudnienie wynosi bowiem wciąż ok. 40 tys. osób, a wydobycie w ostatnich pięciu latach spadło o prawie 9 mln t - do 24,5 mln t - w 2020 r., czyli aż o 26 proc. Nie da się tak prowadzić przedsiębiorstwa, gdzie koszty pracy przekraczają 60 proc. gotówkowych kosztów produkcji – ocenia Brymora. 

- U progu transformacji energetycznej, dekarbonizacji, niespodziewanie rośnie popyt na węgiel i jego ceny. Zaskoczenie?
- Trochę tak, choć skok cen węgla energetycznego to zbieg kilku czynników, zarówno popytowych, jak i podażowych, które wydarzyły się w krótkim okresie. Przez powodzie mieliśmy mniejszą produkcję w Australii i Indonezji, a rząd chiński administracyjnie ograniczył produkcję wielu kopalń, które nie spełniały nowych wymogów bezpieczeństwa.

Z drugiej strony mamy skok zapotrzebowania na energię po wychodzeniu gospodarek z pandemii, mniejszą produkcję hydroelektrowni w Azji i rekordowe ceny gazu z tym związane. To również czynnik, który poprawia pozycję krajowych elektrowni węglowych, które zwiększyły produkcję w I półroczu 2021 roku o blisko 20 procent w stosunku do ubiegłego roku.

Warto dodać, że blisko 66 TWh wyprodukowanej energii w tym okresie to najlepszy wynik elektrowni węglowych od 4 lat. Fundamentalnie jednak nic się nie zmienia, bo sytuacja jest krótkotrwała. Dekarbonizacja będzie postępować, więc kopalnie i elektrownie powinny teraz maksymalnie wykorzystać swoje przysłowiowe 5 minut. 

- Jak ta sytuacja wpłynie na kondycję ekonomiczną górnictwa?
- Od tego, jak kopalnie wykorzystają obecną sytuację, będą zależeć ich kolejne lata. Trzeba z niej skorzystać jak najlepiej, ale śląskie kopalnie nie są na to przygotowane. Nie mają frontów, żeby szybko zwiększyć wydobycie, a pandemię przetrwały tylko dzięki pożyczce płynnościowej z PFR. Z kolei jak tylko sytuacja się poprawi, od razu po podwyżki zgłasza się liczna załoga. W PGG zatrudnienie wynosi bowiem wciąż ok. 40 tys. osób, a wydobycie w ostatnich pięciu latach spadło o prawie 9 mln t - do 24,5 mln t - w 2020 r., czyli aż o 26 proc. Nie da się tak prowadzić przedsiębiorstwa, gdzie koszty pracy przekraczają 60 proc. gotówkowych kosztów produkcji. 

- Zaskakują świetne wyniki Bogdanki?
- Bogdanka z pewnością zaskoczyła rekordową produkcją. Spółka nie ma problemów z płynnością, nie ma zadłużenia, jest dobrze zarządzana i cały czas, mimo dekoniunktury, trzymała poziom inwestycji. Tym samym miała wystarczającą liczbę ścian do zwiększenia produkcji w odpowiedzi na skokowy wzrost popytu. Teraz z tego korzysta.  

- Jak pandemia wpłynęła na kondycję spółek energetycznych: Tauronu, PGE, Enei, Energi?
- Pandemia miała negatywny wpływ na wyniki w obszarze dystrybucji i sprzedaży energii, bo skokowo o ok. 10 proc. obniżyło się zapotrzebowanie na energię elektryczną. Tym samym z największymi trudnościami rok temu borykała się Energa i Tauron. Gospodarka jednak szybko odbiła, a splot pozytywnych czynników i najchłodniejsza od 4 lat zima spowodowała, że I półrocze było rekordowo dobre dla wytwarzania konwencjonalnego, z czego najbardziej skorzystała PGE. Spółka w I kwartale 2021 r. wypracowała rekordowe wyniki, a II kwartał również powinien być dobry.

Podobnie w Tauronie, który w końcu 2020 r. uruchomił nowy blok w Jaworznie, choć jednostka ta doznała w czerwcu kolejnej poważnej awarii i nie będzie kontrybuowała do wyników III kwartału.

Enea z kolei zmaga się z wysoką bazą, bo miała świetny 2020 r. Jedynym segmentem, który poprawia tam wyniki, jest wydobycie, czyli wspomniana wcześniej Bogdanka. Energa natomiast to podmiot z największą ekspozycją na OZE, gdzie dzięki rekordowo wysokim cenom energii na RDN, czy zielonym certyfikatom II kwartał był bardzo udany, a III nie powinien być gorszy.

Inwestorzy giełdowi z kolei baczniej zaczynają spoglądać na perspektywy 2022 r., które (łagodnie mówiąc) nie rysują się dobrze na ten moment. Przy cenach CO2 powyżej 50 EUR/t poprawa wyników będzie raczej niemożliwa, a przychody z rynku mocy nie zrekompensują ubytku marży na wytwarzaniu konwencjonalnym.

Trudniej z pewnością będzie miał segment ciepłownictwa i sprzedaży energii, bo wydaje się mało prawdopodobne, aby prezes URE zaakceptował wzrost taryf dla gospodarstw domowych o ponad 20 proc. A takie są realia. O tyle powinny one wzrosnąć, co dodatkowo napędziłoby inflację. 

- Czy ciągłe zmiany prezesa w Tauronie nie zaszkodzą kondycji tej spółki?
- Szkodzą. Tauron wymaga przyśpieszenia dekarbonizacji. Obok Enei ma największe opóźnienia w transformacji energetycznej. OZE stanowi w tych grupach grubo poniżej 10% wyników. Spółki nie mają projektów na morzu, gdzie lideruje oczywiście PGE. To co odróżnia Eneę od Tauronu w tym kontekście to fakt, że Enea ma dochodową kopalnię Bogdankę, która w ostatnich 5-ciu latach generuje średnio 120 mln zł rocznie nadwyżki pieniężnej , już po inwestycjach, a do kopalni Tauronu trzeba co roku dopłacać blisko 0,5 mld zł.

Tym samym Enea ma środki na transformację, a Tauron nie. To kopalnie najbardziej obciążają katowicką spółkę i powinny jak najszybciej zostać wydzielone. Prezes Strączyński miał dobrą opinię na rynku finansowym, gdzie skutecznie w PGE udało się przeforsować pomysł wydzielenia aktywów węglowych i powstania NABE. Chciał działać szybko i to go zgubiło. Zabrakło rozmów ze stroną społeczną i typowego dla spółek Skarbu Państwa politykowania. Zmiany zarządu z pewnością nie przyśpieszą transformacji. 

- Czy wydzielenie ze spółek energetycznych „aktywów węglowych” i utworzenie oddzielnego podmiotu gospodarczego to dobra decyzja?
- Bardzo dobra, wzorowana na scenariuszu niemieckim, więc na sprawdzonym pomyśle. Obecnie Polska musi szybko nadrobić zaległości w transformacji energetycznej, gdzie zmarnowaliśmy lekko licząc 10 lat. Jeszcze dekadę temu, czyli w 2011 r. ogłaszano nowe przetargi na budowę nadkrytycznych bloków węglowych, z których cztery weszły do systemu w latach 2018-2020, ale w obecnym otoczeniu rynkowym będą miały trudność, żeby się spłacić. Od tego czasu bowiem na rynku energii sporo się zmieniło, a pandemia COVID-19 dodatkowo jeszcze przyspieszyła zmiany w technologii i zielonej energii.

Cele klimatyczne są jeszcze bardziej ambitne. W 2020 r. OZE stanowiło ok. 40 proc. miksu energetycznego Unii Europejskiej. W Polsce jedynie 13 proc. Aby przyśpieszyć transformację, ważne jest uwolnienie potencjału inwestycyjnego oraz kredytowego i pozbycie się starych, nieefektywnych aktywów węglowych. Pomysł ten, artykułowany przede wszystkim przez nowy zarząd PGE, w czerwcu 2020 r. zyskał aprobatę rządu, co wywołało euforię wśród inwestorów. Ceny akcji spółek energetycznych zaczęły rosnąć. W dwa miesiące WIG-Energia zyskał 70 proc., a koncepcja do dziś jest kluczowa w ocenie perspektyw spółek energetycznych.

Specjaliści zapowiadają, że czeka nas wzrost cen paliw i węgla, a tym samym energii. 

- To trafna prognoza?
- Trafna. Cenę energii wyznacza krańcowy koszt jej wytworzenia. A system jeszcze przez co najmniej 7-8 lat zamykać będą elektrownie węglowe, gdzie kluczowy jest koszt emisji CO2. Dziś wynosi on ponad 50 EUR/t, czyli stanowi 60-70 proc. ceny energii. Polityka UE nakierowana jest na jak najszybszy proces dekarbonizacji, a charakter rynku CO2, który w zasadzie jest podatkiem administracyjnie kształtowanym przez sztuczne zdejmowanie podaży, pozwala oczekiwać dalszych wzrostów kosztów. Przez dwa ostatnie lata rachunek w taryfie dla gospodarstw domowych wzrósł o ponad 20 proc. W 2022 r. energia również powinna zdrożeć o kolejne 20 proc. 

- Spada produkcja w hutnictwie, a w konsekwencji zapotrzebowanie na koks. Jak ta sytuacja wpłynie na kondycję Jastrzębskiej Spółki Węglowej, która wydobywa węgiel koksujący?
- Produkcja stali zdecydowanie zwiększyła się od grudnia ub. roku. Popyt po pandemii jest bardzo duży i przekracza obecne zdolności produkcyjne, co obrazują rekordowo wysokie ceny stali. Proszę zauważyć, że światowa produkcja tego kluczowego surowca w czerwcu 2021 r. była 5 proc. wyższa niż w referencyjnym 2019 r. W Europie jest dokładnie na tym poziomie, notując ponad 30-proc. r/r wzrosty w relacji do niskiej bazy po wybuchu pandemii.

Również JSW ma teraz swoje 5 minut. Ceny węgla koksującego przekraczają 200 USD/t, czyli są najwyższe od 2 lat, a ceny koksu 400 USD/t. Mamy więc powtórkę z lat 2017-2019, kiedy JSW generowała 2-3 mld PLN gotówkowego zysku. Z pewnością Jastrzębska jest na innej drodze. Ma zapewniony zbyt na swoje produkty jeszcze przez wiele lat, a obecnie jest monopolistą w Europie. Tego nie można niestety powiedzieć o producentach węgla energetycznego, gdzie kopalnie zapewne będą zamykane szybciej niż zapisy w niedawnej umowie społecznej. Ekonomia dla tych aktywów jest bowiem bezlitosna.