Emisja CO2 tanieje, Europa boi się kryzysu

Chociaż firmy energetyczne w Polsce będą musiały dokupić więcej praw do emisji CO2, niż przypuszczały, to wydatki mogą się okazać mniejsze, niż prognozowano. Certyfikaty emisyjne w sierpniu mocno staniały

Jeszcze kilka miesięcy temu największe krajowe firmy energetyczne, takie jak Polska Grupa Energetyczna, Tauron czy Enea, zakładały, że w 2013 r. będą mogły za darmo wyemitować 70 proc. dwutlenku węgla. Tymczasem proponowana im przez rząd pula uprawnień obejmuje od 45 do 53 proc. rzeczywistej emisji. A w kolejnych latach przydziały będą jeszcze maleć.

Różnica między oczekiwaniami a rzeczywistym przydziałem wzięła się prawdopodobnie stąd, że spółki przyjęły inną metodologię wyliczeń niż stosowana przez Komisję Europejską.

Dodatkowy koszt idzie w miliardy

Analitycy już oszacowali, że nowe i nieoczekiwane wcześniej regulacje obciążą firmy energetyczne kosztami liczonymi w miliardach złotych rocznie. Według obliczeń Espirito Santo, gdy nowe regulacje wejdą w życie, PGE w 2013 r. będzie musiała wydać na kupno praw do emisji CO2 ok. 1,8 mld zł, czyli prawie 1 mld zł więcej, niż do niedawna zakładano. Dla porównania, w 2011 r. PGE na zakup uprawnień przeznaczy ok. 300 mln zł.

Przy tych samych założeniach koszt zakupu praw do emisji dla Tauronu wzrósłby do 700 mln zł w 2013 r. wobec 200 mln zł oczekiwanych wcześniej. W przypadku Enei dodatkowy koszt analitycy oceniają na ok. 200 mln zł w 2013 r.

Eksperci nie są jeszcze skłonni szacować, jak te nowe warunki w gospodarowaniu uprawnieniami do emisji CO2 przełożą się na wyniki spółek. Wiadomo jednak, że od 2013 r. zmieni się cały obraz branży.

PGE, licząc się z tym, zapowiedziała aktualizację strategii w dziedzinie inwestycji. Według Tomasza Zadrogi, prezesa PGE, potrzebny jest nowy model rynku. Przy zmienionych założeniach dotyczących cen paliw, certyfikatów emisji CO2, cen energii PGE?będzie mogła na nowo określić, które z zaplanowanych inwestycji będą naprawdę opłacalne.

Jak droga będzie emisja CO2?

Wstępnie analitycy oszacowali, że dodatkowe koszty związane z emisją CO2 zrekompensowałyby dopiero podwyżki cen energii przekraczające 20 proc., ale wtedy mógłby spaść popyt. Już teraz najwięksi odbiorcy przemysłowi skarżą się na relatywnie wysokie w porównaniu z innymi państwami UE ceny elektryczności.

Sytuacja na rynku handlu prawami do emisji dwutlenku węgla pokazuje jednak, że warunki mogą być bardziej korzystne, niż obawiają się firmy energetyczne.

W pierwszym tygodniu sierpnia obawy o wiarygodność finansową Stanów Zjednoczonych, obniżenie ratingu tego kraju oraz wojna domowa w Libii spowodowały gwałtowne spadki na rynku uprawnień do emisji CO2. Jak wyliczyła firma doradcza Consus, w trakcie pierwszych sześciu sesji miesiąca średnia wartość uprawnienia do emisji jednej tony CO2 zmniejszyła się o 10 proc., do 10,60 euro, czyli poziomu nie notowanego od stycznia 2009 r. W dalszej części miesiąca ceny uprawnień odnotowywały korekcyjny wzrost, którego apogeum doprowadziło notowania do poziomu 13,32 euro (czyli nadal poniżej cen z I połowy 2011 r.).

Z analizy Consus wynika, że obawy przed spowolnieniem gospodarek państw strefy euro w drugiej połowie roku mogą sprzyjać dalszej przecenie uprawnień. W tej sytuacji ważne poziomy wsparcia to 12,28 euro. Gdyby ten scenariusz się spełnił, prognozy mówiące o konieczności zapłacenia nawet 30 do 50 euro za emisję tony CO2 w perspektywie najbliższych pięciu lat mogłyby być nieaktualne.

Dodatkowo w przyszłym roku realne są spadki cen uprawnień, ponieważ może się pojawić ich dodatkowa podaż. Do handlu trafią bowiem certyfikaty emisji CO2 niewykorzystane przez kraje unijne w latach 2008–2012 oraz pochodzące z rezerw. Analitycy rynku CO2 uważają, że energetyka może się zabezpieczyć przed wzrostem wydatków na uprawnienia emisyjne, jeżeli dokona zakupów „na zapas" obecnie i w 2012 r., kiedy ceny mogą być stosunkowo niskie. To ograniczyłoby skutki ewentualnego wzrostu cen w kolejnych latach.

Ucieczka przed ryzykiem: gaz i energia odnawialna?

Obecna zmienność na rynku certyfikatów emisji CO2 pokazuje, jak trudne do przewidzenia są warunki inwestowania w energetyce. Nie sposób bowiem prognozować, jak za kilka lat będzie wyglądała koniunktura gospodarcza w Europie lub czy dalej będzie ona wpływać na unijny handel prawami do emisji. To utrudnia finansowanie inwestycji w nowe moce, nawet jeśli popyt na prąd w Polsce jest niemal zagwarantowany.

Aby ograniczyć koszty i ryzyko, polska energetyka z dużym apetytem patrzy na rynek gazu. Nowe bloki gazowo-parowe w porównaniu z tymi na węgiel pozwalają ograniczyć emisję CO2 o ponad połowę. Barierą okazują się jednak ceny surowca oraz jego dostępność. Wskazała na to niedawno PGE, która oceniła, że przy obecnych cenach gazu w Polsce budowa elektrowni gazowych jest nieopłacalna. Dlatego spółka zrezygnowała z planów budowy bloków gazowych w podmiocie zależnym – Zespole Elektrowni Dolna Odra. Opłacalna za to jest budowa elektrociepłowni i taką jednostkę PGE zamierza zbudować we współpracy z Zakładami Azotowymi Puławy.

Dużo w tej dziedzinie zmieni prawdopodobnie pojawienie się na rynku gazu łupkowego, ale na możliwość jego kupna w kontraktach długoterminowych trzeba będzie poczekać jeszcze co najmniej kilka lat.

[email protected]