Jaki będzie rok 2018 w europejskiej energetyce?

Gdyby wszystko szło zgodnie z planem, a prognozy się sprawdzały, to kraje UE zbliżałyby się do osiągnięcia 20% udziału OZE w zużyciu energii finalnej, ropa naftowa kosztowała 130 dolarów za baryłkę, a elektrownia jądrowa Flamanville przechodziłaby już pierwszy przegląd średniookresowy. Niestety tak nie jest, ale czasem warto przynajmniej wiedzieć, gdzie wystrzegać się pomyłki.

Na europejskich giełdach rok 2018 rozpoczyna się przy cenach znacznie wyższych niż poprzedni. Kontrakt terminowy z dostawą w kolejnym roku na niemieckim rynku wyceniany jest na ponad 36 EUR/MWh, tj. 25% więcej niż rok temu. Na nastroje w europejskiej energetyce silnie oddziałuje otoczenie makroekonomiczne, oczekiwania co do rozstrzygnięć politycznych oraz zmian w regulacjach i przede wszystkim konsensus co do relacji cen paliw oraz zdarzeń ograniczających dyspozycyjność elektrowni i połączeń transgranicznych. Które spośród obecnie znanych kwestii okażą się kluczowe?

Skąd impulsy dla węgla?

Choć Międzynarodowa Agencja Energii przewiduje, że do 2022 zapotrzebowanie na węgiel kamienny w UE spadnie o 13% w związku z coraz mniejszym jego udziałem w miksach paliwowych, to jego wpływ na hurtowe ceny energii pozostaje silny. Z kolei sama cena węgla w europejskich portach od kilku lat w coraz mniejszym stopniu zależy od popytu w Europie, lecz od zdarzeń na rynku Pacyfiku. Tamtejsi producenci skutecznie ograniczają wydobycie w swoich najmniej efektywnych kopalniach, a dynamika zapotrzebowania utrzymuje się. W efekcie największy producent i konsument jednocześnie – Chiny – importowały o kilkanaście % więcej surowca, co w tym przypadku przekłada się na ogromne wolumeny. Ceny były wspierane również pojedynczymi zdarzeniami takimi jak strajki w australijskich kopalniach, powodzie w Indonezji czy sankcje na węgiel z Korei Północnej. Ceny węgla kamiennego ARA są o około 8% wyższe niż przed rokiem i osiągają poziomy najwyższe od 5 lat. Jednak czy czynniki pro-wzrostowe mogą dalej się utrzymywać? W 2018 roku np. Bank Światowy przewiduje osłabnięcie ich siły i spodziewa się korekty cen. Obserwować należy zatem jak skutecznie Chiny wdrażają rozwiązania pro-ekologiczne i prowadzą działania mające na celu ograniczenie produkcji w kopalniach. Utrzymujące się wyższe ceny mogą również zachęcić innych producentów do wznowienia wydobycia, ale z pewnością nie pomogą europejskim elektrowniom węglowym, których marże po odliczeniu kosztów paliwa i CO2 ponownie spadają w okolice zera.

2018 będzie ostatnim rokiem wydobycia węgla kamiennego w Niemczech. Choć zdarzenie ma charakter symboliczny (przy zużyciu na poziomie 55 mln ton Niemcy wydobywają w kraju zaledwie 3,5 mln ton), to z pewnością będzie okazją do dyskusji o przyszłości innego paliwa – węgla brunatnego – oraz szerzej – roli scentralizowanej energetyki w kontekście ambicji przejścia na zasilanie ze źródeł odnawialnych. Co więcej, zgodnie z planem odchodzenia od energetyki jądrowej 31 grudnia 2017 wyłączony został reaktor Gundremmingen 2017. Zamknięcie kolejnego nastąpi w 2019, ale Niemcy wchodzą w okres, w którym zaprzestanie korzystania z energetyki jądrowej staje się nie tylko odległym celem, ale będzie miało wymierny wpływ na terminowe ceny energii oraz bezpieczeństwo dostaw. Już w trakcie styczniowych negocjacji koalicyjnych z SPD należy spodziewać się powrotu do dyskusji o tym, czy ambicje w zakresie rozwoju odnawialnych źródeł energii da się pogodzić w czasie z wyłączeniem elektrowni jądrowych i odchodzeniem od węgla. CDU/CSU w koalicji z SPD nie będzie dążyć do realizacji celu redukcji emisji CO2 o 40% o 2020 – zamiast tego skupi się na horyzoncie do roku 2030, który politycznie jest znacznie bardziej bezpieczny, bo nie wymusza podjęcia trudnych decyzji w krótkim czasie. W takiej sytuacji cała „polityczna premia” wyparuje z rynku terminowego energii elektrycznej, a ceny kontraktów na 2020 i dalej mogą wrócić do poziomów z wczesnej jesieni.

Europa jednak ma na coś wpływ?

Rynek LNG ma za sobą raczej dobry okres, przynajmniej na tle poprzednich. Chiny zwiększyły z roku na rok swój import LNG o 40%, co robi wrażenie nawet na tle apetytu energetycznego tego państwa, do którego już przywykliśmy. Europejska energetyka również wydaje się wracać do gazu. Francja, Hiszpania i Włochy zużyły do produkcji energii 32 mld m3 gazu, czyli najwięcej od 2011. W Wielkiej Brytanii gaz ponownie jest największym źródłem energii z 40% udziałem w miksie paliwowym. Marże dla elektrowni gazowych w Europie Środkowo-Zachodniej w 2017 systematycznie rosły i na początku stycznia 2018 najbardziej efektywne jednostki stały się rentowne. Za scenariuszem utrzymania wzrostów wolumenu importu LNG przemawia też to, że Europa ze swoją infrastrukturą ma możliwość absorbowania nadwyżek surowca pojawiających się na rynku azjatyckim, o ile jest to opłacalne przy danym poziomie cen węgla, energii i CO2. Jak pokazały ostatnie dni, w razie potrzeby może nawet eksportować gaz (i to rosyjski) do USA.

Korzystając również na aprecjacji ropy i węgla kamiennego, ceny kontraktów w hubie TTF wzrosły pod koniec roku do poziomów ok. 19 EUR/MWh. Chociaż trudno powiedzieć,  żeby na tym rynku występował jakikolwiek niedobór surowca, a ceny uzasadniały rozpoczęcie nowych inwestycji w wydobyciu, to taki ich poziom każe już obserwować reakcję strony podażowej. Chętnych do uruchomienia produkcji nie brakuje: odkrycia w Afryce Wschodniej, nowe, coraz bardziej efektywne kosztowo projekty w USA oraz tradycyjni producenci tacy jak Katar. LNG będzie zyskiwać na znaczeniu, m.in. dzięki elastyczności kontraktów (cecha pożądana dla operatorów elektrowni) oraz ze względu na skalę rozbudowy terminali LNG. Projekty z pozytywną decyzją inwestycyjną to dodatkowa pojemności 130 mld metrów sześciennych (26x terminal w Świnoujściu). Bank Światowy przewiduje umiarkowany wzrost cen związany tradycyjnie z dynamiką rynku ropy naftowej, lecz wydaje się to nadmiernym uproszczeniem tej kwestii.

Kiedy Post-ETS?

Od połowy III kwartału 2017 ceny uprawnień do emisji CO2 podrożały o około 60%. Szczególnie przyczyniły się do tego informacje na temat ambicji europejskich polityków w zakresie zmiany metod nakładania opłat za emisję dwutlenku węgla. W IV kwartale rząd holenderski wysunął propozycję wprowadzenia minimalnej opłaty za emisję CO2 (carbon price floor) na poziomie 18 EUR/t od 2020 roku, rosnącej aż do 43 EUR/t w 2030. Podobny mechanizm funkcjonuje już od kilku lat w Wielkiej Brytanii i za takim rozwiązaniem opowiada się niemiecka partia SPD.  W reakcji ceny pasma na 2020 rok wzrosły o 4 EUR/MWh. Oczywiście Holendrzy, zdając sobie sprawę z tego, że wszelkie ograniczenie produkcji na węglu u nich spowoduje zwiększenie importu i produkcji energii w niemieckich elektrowniach węglowych, liczą na to, że propozycja wywoła dyskusję na temat regionalnego mechanizmu opłat za emisję CO2. Przerwanie rozmów z Partią Zielonych i kontynuowanie ich z SPD powoduje, że carbon price floor staje się zdecydowanie bardziej prawdopodobny niż wymuszenie zamknięcia elektrowni węglowych na stałe, co było istotnym punktem programu niedoszłego koalicjanta i napędzało wzrosty kontraktów terminowych na rok 2020.

Na temat zmian w wycenie emisji CO2 zapewne wypowie się też Francja przy okazji publikacji Green Energy Plan. Dokument ma opisać pomysł nowej administracji na doprowadzenie do szybszego przyrostu mocy w elektrowniach wiatrowych i słonecznych oraz utrzymania bezpieczeństwo dostaw energii w kontekście ograniczenia zakresu modernizacji elektrowni jądrowych. Te reaktory w ostatnich dekadach zapewniały Francji status największego eksportera energii elektrycznej w Europie. O tym jakie skutki miałoby odejście lub istotne ograniczenie tej funkcji można było się przekonać w roku 2016, gdy wyłączono 12 bloków na czas szczegółowego badania w związku z podejrzeniem wystąpienia anomalii technicznych – ponad dwukrotny wzrost hurtowych cen energii „rozlał się” po całym regionie, przywracając do pracy najstarsze bloki węglowe i gazowe.

Kolejna wiosna Pakietu Zimowego

Negocjacje pakietu „Czysta energia dla wszystkich Europejczyków” wchodzą w decydującą fazę. Pakiet obejmuje m.in. cele w zakresie udziału odnawialnych źródeł energii, ambicje w zakresie efektywności energetycznej, reformę wewnętrznego rynku energii, a także słynny standard emisji CO2 550g/kWh. Analiza wykonana na zlecenie Eurelectric wskazuje, że jego wprowadzenie spowoduje wcześniejsze wyłączenie 27 GW mocy, wzrost kosztów dla odbiorców o 108 mld EUR w latach 2020-40 oraz uzależnienie od importu gazu. Uzgodnieniami poczynionymi na grudniowym posiedzeniu Rady UE ds. Energii zajmie się Parlament Europejski – ma przyjąć swoje stanowisko w marcu 2018 r. Wiele problematycznych kwestii, których estońska prezydencja nie zdołała uzgodnić z krajami członkowskimi, pozostaje do negocjacji w trybie trilogu.

0,0+ dla wiatru na morzu

W 2017 roku na europejskim rynku OZE nastąpił pewien przełom. W aukcjach zorganizowanych w Niemczech i Holandii, w których projekty morskich farm wiatrowych rywalizowały o subsydia do produkcji energii, zwyciężyły te, które złożyły zerowe oferty. Oznacza to, że zobowiązują się do wybudowania morskiej farmy wiatrowej i sprzedaży energii po cenie rynkowej, ale nie mniejszej od zera, bez dodatkowych dopłat. Oferenci (Statoil, Vattenfall, Orsted – dawniej Dong) zakładają szybkie tempo spadku kosztów budowy MFW i obstawiają wysokie ceny energii na rynku hurtowym. Na ten moment jednak takiej pewności mieć nie mogą, zatem oferty należy rozumieć raczej jako zakup realnych opcji. Jeśli zostaną wykonane – będzie to spory przełom, który może w sposób istotny zmienić podejście do systemów wsparcia OZE. Zresztą, nie tylko OZE, ale również dla energetyki jądrowej, bo choć w jej przypadku mechanizmy wsparcia i ryzyka są odmienne, to wielu komentatorom trudno jest sobie odmówić porównania do stawek w kontrakcie na budowę reaktora Hinkley Point C.

MIFID II: „go live”

Znaczna część produktów terminowych podlegających obrotowi na giełdach energii podlega definicji instrumentu finansowego zgodnie z dyrektywą MIFID 2. Wiąże się to z monitorowaniem i limitowaniem otwartych pozycji, poszerzonymi obowiązkami w zakresie sprawozdawczości zawieranych transakcji i licencjonowaniem uczestników rynku. Ponadto dla przedsiębiorstw energetycznych kluczowe będzie skuteczne wykazanie, że obrót, który prowadzą na własny rachunek lub w celu zabezpieczenia swojego portfela, jest dla nich tzw. działalnością podstawową. Jak w praktyce będą przebiegać wszystkie operacje wprowadzone przez MIFID 2 i czy sprawdzą się obawy co do negatywnego wpływu na płynność rynków będzie można przekonać się „na żywo” już w pierwszych tygodniach 2018.

Buzzwords 2.0.18

Poza wydarzeniami na arenie politycznej, wielkimi inwestycjami, relacjami cenowymi pomiędzy paliwami, w europejskiej energetyce rozpędza się proces cyfryzacji i rozwoju technologii, które mają potencjał do zrewolucjonizowania rynku energii i dotychczasowych jego mechanizmów. O ile w poprzednich latach atrakcyjne wizje i „wstępne koncepcje” sprzedawały się dość łatwo, a w środowisku niskich stóp procentowych znajdowało się wielu inwestorów instytucjonalnych skłonnych zasponsorować dla nich kapitał zakładowy, to w 2018 roku warto z największą uwagą obserwować przedsięwzięcia, które ten potencjał mogą przełożyć na rentowny biznes.

Nad opracowaniem rozproszonego modelu hurtowego rynku energii, bez udziału platformy giełdowej, pracują członkowie projektu Enerchain. Firma PONTON – deweloper technologii blockchain, który przy udziale 39 firm energetycznych rozwija tę koncepcję, zamierza zakończyć testy w drugim kwartale 2018. W ciągu ostatniego półrocza wykonano pierwsze testowe transakcje, a do projektu dołączyło kolejnych 16 uczestników. Nie podjęto na razie decyzji w jaki sposób nową platformę można będzie osadzić w ramach prawnych UE. Kiedy mowa o cyfryzacji, zawsze można liczyć na Estonię. Operator systemu przesyłowego tego państwa udostępni swój system informatyczny na potrzeby współpracy z WePower, deweloperem platformy w technologii blockchain do bezpośredniego obrotu energią.

Uwagę będą skupiać również wszelkie kolejne komercyjne wdrożenia technologii blockchain, powiązane z ekonomicznie uzasadnionym modelem biznesowym. Obecnie są one nieliczne, ale lista zaangażowanych podmiotów (spółki energetyczne, operatorzy sieci przesyłowych i dystrybucyjnych, duże i małe firmy IT) pozwala przypuszczać, że ich pojawienie się jest tylko kwestią czasu.

Najpierw masa

Po okresie ogłaszania ambicji, planów, strategii i ustaw o elektromobilności nadchodzi czas na ich rynkową weryfikację. W pierwszych 10 miesiącach 2017 sprzedano na świecie milion samochodów elektrycznych klasy LDV (light-duty vehicle), o 43% więcej niż rok wcześniej, z czego ponad 20% w Europie. Auta elektryczne (w tym hybrydy plug-in) nadal jednak stanowią ułamek wszystkich sprzedawanych aut (poza Norwegią, gdzie jest to ponad 1/3), zatem taka dynamika ich przyrostu wydaje się być niezbędnym minimum, aby można było mówić o masowym rozwoju oraz realnym wpływie na rynek energii. W 2018 warto obserwować efekty działań koncernów motoryzacyjnych w zakresie wprowadzania do oferty przystępnych cenowo modeli, poprawę dostępności infrastruktury do ładowania oraz przyrost ilości fabryk akumulatorów. Z nimi wiążą nadzieję ci, którzy prognozują, że już w 2019 roku ceny baterii litowo-jonowych spadną do 100 USD/kWh.

Przebudzenie mocy

Chętni do wcześniejszego zweryfikowania tych założeń powinni obserwować wyniki aukcji na rynku mocy w Wielkiej Brytanii, które odbędą się w lutym. Prekwalifikację do aukcji z dostawą na przyszły rok przeszło około 2,1 GW magazynów energii, co zapowiadało silną konkurencję wśród zaawansowanych 138 projektów. Brytyjska administracja zdecydowała się jednak na zaostrzenie reguł: tylko te instalacje, które są w stanie podawać energię przez 4 godziny bez przerwy, otrzymają współczynnik dyspozycyjności 96%. Dla pozostałych zostanie on proporcjonalnie obniżony, co zdecydowanie zmniejszy ich szansę na wygranie aukcji. Ten trudny sprawdzian może wiele powiedzieć o aktualnych parametrach ekonomicznych tych instalacji (oraz o kreatywności ich właścicieli). Do końca lutego powinny również zostać zrealizowane wielkoskalowe projekty, które wygrały kontrakty na aukcjach EFR (Enhanced Frequency Response) w 2016 roku, tj. łącznie 200 MW. Miejmy nadzieję, że Brytyjczycy będą gasić światło głównie po to, by spać spokojnie.

 

Oby w Nowym Roku zdołali Państwo uniknąć pomyłek, a wszelkie nieoczekiwane zdarzenia działały wyłącznie na Państwa korzyść!

Piotr Cudny