Na drogim CO2 wielu chce zarobić

Tegoroczne wpływy budżetowe ze sprzedaży uprawnień do emisji dwutlenku węgla w aukcjach sięgną ok. 1,2 mld euro. Będą blisko 9,4 proc. wyższe niż łącznie w latach 2013–2017. Prognozy dalszych zwyżek ceny CO2 przyciągają zainteresowanych spośród instytucji finansowych.

Przychody z rynku carbon, czyli uprawnień do emisji dwutlenku węgla (CO2), będą w 2018 r. dużo wyższe (przy założeniu średniej ceny 16 euro/tonę), choć w ostatniej pięciolatce sprzedawano 2-, 5-krotnie więcej uprawnień. – To pokazuje skalę wzrostu cen uprawnień do emisji CO2 w ostatnich miesiącach – wskazują eksperci Krajowego Ośrodka Bilansowania i Zarządzania Emisjami (KOBIZE), który administruje unijnym systemem handlu uprawnieniami do emisji (EU ETS) w Polsce, rozlicza corocznie rodzime emisje ze znajdujących się w systemie instalacji i sprzedaje w imieniu rządu prawa do emisji w aukcjach (Polska robi to na niemieckiej giełdzie EEX). Otrzymujemy taką pulę darmowo – podobnie jak inne państwa członkowskie – teoretycznie po to, by szybciej i mniej boleśnie przechodzić na mniej emisyjne źródła wytwarzania.

Polityczny „rynek" dwutlenku

Potencjalnymi kupującymi prawa do emisji jest ok. 10,8 tys. instalacji przemysłowych z 31 krajów Europy (poza UE także z Norwegii, Islandii i Liechtensteinu). Wśród nich najwięcej jest elektrowni i ciepłowni, ale są też rafinerie, cementownie, huty szkła i metali, zakłady chemiczne czy operatorzy lotniczy. W Polsce jest 715 takich instalacji – więcej mają tylko Niemcy (ok. 1,8 tys.), Włosi (1,1 tys.), Francuzi (ponad 1 tys.), Estończycy i Brytyjczycy (odpowiednio ok. 970 i 960) oraz Szwedzi (ok. 730). Każda z nich musi się rozliczyć z poziomu emisji CO2 do końca marca za poprzedni rok. Niekiedy pozwolenia są przydzielane za darmo samym instalacjom. Dotyczy to głównie tych sektorów, gdzie istnieje ryzyko przeniesienia produkcji poza UE. Co do zasady w latach 2013–2020 (w tzw. trzecim okresie rozliczeniowym) takiego wsparcia nie mają producenci energii. Są jednak wyjątki, także w Polsce, jeśli udało się im wynegocjować mechanizmy ochronne na określony czas. Dlatego nasze spółki energetyczne – po spełnieniu pewnych warunków – dostają pewną darmową pulę, ale topniejącą z roku na rok.

GG Parkiet

System EU ETS ma bowiem stanowić finansowy bodziec dla przemysłu, by mniej zanieczyszczał. Uprawnienia zaś to swoisty podatek dla „trucicieli". – De facto system EU ETS nie ma nic wspólnego z wolnorynkowymi zasadami handlu. Polega raczej na sztucznym kreowaniu niskiej podaży uprawnień. Decyzje polityczne ostatnich lat pokazały determinację polityków i urzędników UE, często wbrew głosom takich krajów jak Polska. To mocny sygnał do niepokoju na rynku. Bo tylko wysokie ceny CO2 zmotywowałyby instalacje do ograniczenia emisji i stanowiłyby zachętę ekonomiczną do przejścia na inne paliwo – tłumaczy Wojciech Piskorski, niezależny konsultant wspierający uczestników w prawidłowym rozliczaniu uprawnień.

Lekka korekta, potem kontynuacja trendu

Choć zabiegów administracyjnego podbicia ceny dwutlenku węgla było co niemiara, to notowania długo nie chciały się dostosować do zakładanego przez unijnych urzędników pułapu – 25 euro/tonę. Ten próg został przebity dopiero 10 września br. – za prawo do emisji tony CO2 płacono wtedy 25,79 euro, czyli najwięcej od dziesięciu lat, kiedy wskutek kryzysu finansowego nastąpiło załamanie cen. Rynek czeka teraz na 28 euro, a niektórzy nawet na 40 euro.

GG Parkiet

Rajd na dwutlenku węgla rozegrał się w ciągu ostatnich miesięcy. O ile uprawnienia w kontrakcie terminowym na grudzień 2018 r., który jest obecnie wyznacznikiem na rynku CO2, kosztują dziś ok. 21 euro, o tyle pod koniec września 2017 r. płacono za nie ok. 6,5 euro, a rok 2017 zamknął się przy cenie nieco przekraczającej 8 euro. – Nieprzerwany trend wzrostowy trwa od maja ubiegłego roku, czyli już 17 miesięcy. Analitycy prognozują dalsze zwyżki. Po ostatniej korekcie my także zakładamy scenariusz wzrostowy. Ten rok może się zakończyć ceną przekraczającą 25 euro/t – ocenia Tomasz Bujacz, krajowy menedżer sprzedaży w firmie Vertis Environmental Finance, która dokonuje transakcji kupna i sprzedaży, a także doradza na rynku CO2 ponad 800 kontrahentom objętym ETS z całej Europy.

Ostatni wzrost i prognozy o mocniejszej zwyżce cen uprawnień do emisji CO2 (UBS – 35 euro w kolejnych miesiącach, Thomson Reuters – z 20 euro w 2020 r. do ok. 22 euro w 2025 r. i 29 euro w 2030 r., ICIS – z 24 euro w 2020 r. do 40 euro w 2024 r. i powrót do 24 euro w 2030 r.), to głównie wynik obaw rynku przed skutkami reformy systemu ETS. Jej celem jest ograniczenie podaży uprawnień w systemie dzięki m.in. zwiększeniu corocznej redukcji limitu emisji (z 1,74 proc. do 2,2 proc.) i wprowadzeniu rezerwy stabilizacji rynku (tzw. MSR). Przez pierwszych pięć lat jej funkcjonowania (poczynając od 2019 r.) ma do niej trafiać 24 proc. (później 12 proc.) nadwyżki uprawnień w obiegu (wynoszącej dziś ok. 1,65 mld, najwięcej w Niemczech). Przez pierwszych osiem miesięcy przyszłego roku do MSR zostanie skierowanych 265 mln uprawnień (16 proc. całej nadwyżki).

W połowie maja dowiemy się, jaki będzie punkt odniesienia dla kolejnych czterech miesięcy. Jak szacuje Thomson Reuters, do 2023 r. rezerwę stabilizacyjną może zasilić ok. 1,4–1,5 mld, czyli niemal całość dzisiejszej nadwyżki. Popyt cały czas będzie rósł z uwagi na coraz mniejszą liczbę darmowych uprawnień dla instalacji w systemie i brak jasności co do ich przydziału po 2020 r. dla zakładów przemysłowych – niepewność sprawia, że wstrzymują się one ze sprzedażą. Wśród kupujących widać za to wzmożony ruch, np. niemiecki RWE kupił zapas uprawnień starczający do 2022 r. Inni mogą pójść w jego ślady. Nie wiadomo, czy nasze spółki zabezpieczą się na tak długo. Ale u nich też widać topniejącą z roku na rok pulę darmowych przydziałów (patrz wykresy) i związane z tym wyższe koszty. Jeśli w ogóle spółki opowiadają o swojej strategii zakupowej – jak Tauron – to w sposób bardzo ogólnikowy. – Stosujemy aktywną politykę zabezpieczania pozycji CO2, która jest ściśle powiązana z kontraktacją energii elektrycznej z jednostek wytwórczych – usłyszeliśmy w katowickim koncernie, którego handlowcy sami śledzą trendy i kupują prawa do emisji na giełdzie.

Tauron obraca uprawnieniami na EEX w Lipsku, podobnie jak PGNiG i Fortum Marketing and Sales Polska. Inne znaczące giełdy prowadzące rynek CO2 to londyńska ICE Future Europe i Nasdaq OMX Commodietes (dawniej Nordpool) z siedzibą w Oslo. Lata zastoju sprawiły, że w Polsce ostało się niewielu pośredników i brokerów. Obok Vertis rynek carbon obsługują dziś DM BOŚ i PGE DM. W latach 2008–2012 wiele firm wycofało się z handlu uprawnieniami do emisji z uwagi na duże ryzyko związane ze zmiennością cen. Część decyzję taką podjęła po zmianie struktury rynku (związanej z dyrektywą MiFID II i rozporządzeniami towarzyszącymi – uznano CO2 za instrument finansowy, a nie towar). Kolejnym powodem były poważne kłopoty finansowe (nawet bankructwa). – Wielu kupiło uprawnienia na górce cenowej i po wybuchu kryzysu musiało sprzedać ze stratą. Były też przypadki zawierania przez domy maklerskie umów z gwarancją niezmienności ceny CO2 – przypomina Piskorski.

Można dużo zyskać lub wszystko stracić

Ponowne ożywienie na rynku może na nowo przyciągnąć graczy. Już mocno interesują się nim instytucje finansowe, szukając możliwości zarobku. – Wrześniowe notowania grudniowych kontraktów terminowych pokazują, jak bardzo rynek może być chwilowo zmienny i podatny na różnego rodzaju transakcje spekulacyjne instytucji finansowych. Cena uprawnienia w ciągu zaledwie pięciu dni handlowych (od 4 do 9 września) wzrosła z ok. 20 do ponad 25,5 euro/t, by za chwilę znów znacząco spaść do poziomu ok. 18,5 euro 14 września. W ostatnim przypadku różnica wyniosła ok. 7 euro – zauważają eksperci KOBIZE. Zresztą duża wciąż nadwyżka na rynku powinna trzymać ceny CO2 w ryzach. Dlatego – w ich ocenie – trudno dziś prognozować ceny nawet w perspektywie 2020 r. – Ryzyko związane ze zmiennością rynku może być szansą na duży zarobek, ale dla tych, którzy specjalizują się w spekulacjach. Bo jeśli w ubiegłym roku ktoś kupił uprawnienia po 4,5 euro, to dziś jest milionerem – zauważa Piskorski. Taka gra jest jednak obarczona bardzo dużym ryzykiem. – Dlatego uczestnicy systemu ETS nie spekulują na CO2, są to spekulacje obarczone bardzo dużym ryzykiem. Oni chcą przede wszystkim zakupić uprawnienia, jak najtaniej się da, by uchronić marże – dodaje Piskorski. Jego zdaniem najlepszą strategią jest kupno takiej ilości uprawnień, która zapewnia opłacalność produkcji strategią przy jej założonej wielkości. Ma to jednak podstawy tylko do końca 2020 r. z uwagi na pewność mechanizmów przydziału uprawnień w bieżącym okresie rozliczeniowym.

Detalistom eksperci odradzają wchodzenie w produkty ustrukturyzowane oparte na CO2, jeśli w ogóle takie znajdą na rynku. Bo tak jak dużo można zyskać, tak można wszystko stracić.

Tomasz Bujacz swoim kontrahentom, wśród których są wyłącznie uczestnicy EU ETS, odradza robienie zakupów na rynku CO2 w drugiej połowie grudnia. W ostatnich latach w tym okresie ceny mocno szły w górę z uwagi na brak wolumenu w aukcjach, zwiększone zapotrzebowanie instalacji na pozwolenia na emisje z powodu zimy i urlopy uczestników rynku. Sierpień z kolei jest z reguły w trendzie bocznym lub wzrostowym. – Na tym rynku jest pewna sezonowość, ale w gruncie rzeczy każdy rok jest inny. Nie powinno się więc skupiać na analizowaniu przeszłości, ale raczej na wchodzących reformach i obecnej sytuacji – dodaje menedżer Vertis.

A tu jest wiele elementów mogących wpłynąć na ruch ceny w dół lub w górę. Jak wyjaśnia Bujacz, sygnały wrześniowej korekty było widać zarówno w analizie technicznej (wysoki wskaźnik siły względnej, RSI na poziomie 87, zwiększający prawdopodobieństwo odwrócenia trendu na zniżkowy), jak też fundamentach związanych ze spadkiem cen na rynku ropy naftowej i węgla (po wcześniejszej zwyżce do poziomów niewidzianych od sześciu lat). To zaktywizowało sprzedających, głównie wśród instytucji finansowych chcących realizować zyski przy wysokiej cenie.

Kolejną ważną informacją, która wpłynęła na korektę cen uprawnień do emisji 13–14 września, była wiadomość o zamykaniu pozycji na energii elektrycznej w Niemczech tradera z NASDAQ. – Stracił on 114 mln euro i przyczynił się do korekty nie tylko na cenach energii elektrycznej z dostawą na przyszły rok, ale także na rynku CO2 – dodaje Bujacz.

Węglowy miks obciąża Polskę

Jest pewne, że rosnące ceny uprawnień do emisji CO2 przełożą się wprost na wyższe ceny energii elektrycznej i ciepła. Producenci węglowi przeniosą koszty na odbiorców. W gorszej sytuacji są sektory energochłonne, które muszą konkurować na globalnym rynku z firmami nieobjętymi systemem EU ETS np. z USA, Chin czy Ukrainy. Część z nich będzie się musiała liczyć ze spadkiem marży. – Przemysł zapewne coraz częściej będzie inwestował we własne źródła np. kogeneracyjne gazowe i odnawialne, a ostatecznie zechce się odłączać od monopolistów bazujących na węglu – uważa Piskorski. Jak wskazuje, ze względu na przewagę paliw kopalnych w naszym miksie energetycznym do każdej wytworzonej MWh prądu trzeba dołożyć ok. 0,8–0,9 ceny uprawnienia do emisji. – To podnosi koszt energii. Przy odpowiednim pułapie cen energii i malejącej cenie paneli instalacja fotowoltaiki zacznie się opłacać nawet bez dotacji – tłumaczy Piskorski. W przypadku rynku niemieckiego posiadającego dużą ilość OZE i francuskiego w większości opartego na atomie wskaźnik emisyjności dla energii w sieci jest dużo niższy. – W Niemczech wynosi ok. 0,4 tony CO2/MWh, a we Francji jest to poniżej 0,1 tony/MWh. To są twarde fakty decydujące o tym, że obciążenie energii kosztami ETS w Polsce jest i będzie jeszcze długo większe – dodaje.

Rząd nie „oddawał" dotąd wiele na rozwój zielonej energii z aukcyjnych przychodów. Teraz z tej puli o wsparcie walczy nasz przemysł.

Eksperci rynkowi zwracają uwagę na utrzymującą się wysoką cenę gazu, która wstrzymuje transformację. W ocenie analityków Thomson Reuters cena uprawnień musiałaby poszybować do 30 euro/t, by zmiana na błękitne paliwo była opłacalna. Przejście na gaz byłoby opłacalne już teraz (przy 20 euro za tonę CO2 i 85 USD/t węgla), gdyby paliwo to staniało o 5 euro/MWh, do 20 euro/MWh. – Nawet jeżeli ceny uprawnień do emisji CO2 będą wynosiły 30 euro/t, tylko niektóre firmy energetyczne będą zastanawiały się nad zmianą paliw – ocenia Bujacz.

Notowania praw do emisji CO2 | Można oczekiwać kontynuacji trendu wzrostowego

Tomasz Bujacz krajowy menedżer sprzedaży Vertis Environmental Finance

Podczas sesji 26 września ceny uprawnień do emisji CO2 odnotowały kolejny spadek. Kontrakt terminowy na grudzień, po osiągnięciu dziennego maksimum 21,37 euro za tonę, zamknął się na poziomie 20,24 euro. Wolumen obrotu na giełdzie osiągnął 53,9 mln ton i był najwyższy od 13 września. W czwartek 27 września od rana rynek CO2 był pod wpływem mieszanych sygnałów. Z jednej strony cena ropy naftowej przełamała poziom 82 USD za baryłkę. Z drugiej zaś zmniejszyła się rentowność produkcji energii z węgla ze względu na słabnącą relację kursu euro do dolara.

Ważnym progiem technicznego wsparcia jest poziom 19,60 euro, a także kolejno 18,86 euro i 18,47 euro. Poziomy oporu to zaś 20,92 euro, 21,48 euro i 21,85 euro.

W tym tygodniu warto obserwować rynek pod kątem zwiększonego wolumenu w aukcji i raportu dotyczącego ropy naftowej w USA. W dłuższej perspektywie oczekujemy kontynuacji trendu wzrostowego. Uczestnicy rynku prawdopodobnie będą chcieli zabezpieczyć pozycję, zanim w styczniu 2019 r. ruszy rezerwa stabilizacyjna (MSR). Spodziewamy się zwiększonego popytu ze względu na przygotowania przemysłu do zmniejszonych przydziałów darmowych uprawnień do emisji CO2. Z kolei elektrownie mogą mieć wyższe zapotrzebowanie zimą z uwagi na przestoje w elektrowniach jądrowych we Francji i w Belgii.

Opinia

Paweł Puchalski kierownik działu analiz giełdowych Santander BM

Obecny wzrost cen energii, uprawnień do emisji CO2 i zielonych certyfikatów daje przewagę tym spółkom, które mają wytwarzanie opierające się głównie na segmencie energii odnawialnej. Dla tego segmentu zrealizowana cena energii może za dwa lata wzrosnąć nawet do 400 zł za megawatogodzinę wyprodukowanego prądu, czyli poziomu o ok. 170 zł/MWh wyższego niż w 2018 r. Opierając się na tych zmianach cen, hipotetyczne 1 tys. MW w technologii wiatrowej mogłoby poprawić wynik EBITDA w 2020 r. nawet o 500 mln zł (to potencjał wzrostu wobec EBITDA zrealizowanej w 2018 r.). Poza technologiami odnawialnymi spodziewam się, że doskonale będą radzić sobie spółki posiadające dużą ekspozycję na węgiel brunatny. Oczekujemy wzrostu ceny węgla energetycznego o 30 zł za tonę w latach 2019–2021, co może być silnym wsparciem dla wyniku jednostek o stałych kosztach na paliwo brunatne w ZE PAK i PGE. Każde 1 tys. MW mocy zainstalowanych w takich blokach może osiągnąć w 2020 r. zysk EBITDA wyższy o 247 mln zł w porównaniu z 2018 r. Sądzę, że dobrze będą sobie także radzić nowe jednostki na węgiel kamienny, których zysk EBITDA może się poprawić w 2020 r. wobec 2018 r. o ok. 229 mln zł. Te spready zawężą się w przypadku bloków węglowych spalających węgiel z importu, który jest o 50 proc. droższy od krajowego (kosztuje 100 USD za tonę w portach ARA). Ryzyko niższych wyników z tego powodu występuje w ciepłowniach, a także elektrowniach Tauronu i PGE, które część węgla potencjalnie mogą sprowadzać spoza kraju.