Otoczenie rynkowe

Przyczyn kryzysu na rynku gazu można upatrywać niewątpliwie w niedoinwestowaniu tego rynku w stosunku do potrzeb i na tym skończyć. Takie stanowisko prezentuje Fatih Birol, szef Międzynarodowej Agencji Energii*. Przekonuje on, że na rynku gazu mamy do czynienia z klasycznym kryzysem surowcowym, związanym z nienotowanym wcześniej przyrostem popytu z pandemicznego dołka, za którym podaż nie była w stanie nadążyć. Lekarstwem na unikniecie kolejnych takich kryzysów są odpowiednie inwestycje w rozwój rynku gazu wraz z jego infrastrukturą, w tym odpowiednie rezerwy.

Gdy zastanowimy się, dlaczego doszło do niedoinwestowania, czyli dlaczego gazu na rynku jest za mało (i zostawimy na chwilę na boku Gazprom), pojawiają się mocne argumenty, że przyczyna leży w nieskoordynowanych w skali międzynarodowej działaniach, obejmujących alternatywne źródła energii.

Bodźcom regulacyjnym i finansowym, skłaniającym podmioty działające w Unii Europejskiej do przyspieszania inwestycji w energetykę odnawialną nie towarzyszą żadne wymogi zabezpieczenia ciągłości dostaw energii. Domyślna rolę w tym zakresie pełnią moce gazowe wraz z płynnym (do tej pory) rynkiem LNG, na którym zaopatruje się cały świat. I temu rynkowi regulatorzy decydujący o przyspieszeniu transformacji energetycznej nie tylko odmawiali wsparcia ale wręcz zniechęcali do inwestycji na tym rynku. A przecież jedną z głównych przyczyn obecnych napięć na rynku LNG jest istotny wzrost udziału mocy nieciągłych w dostawach energii. Wszystkie zabezpieczają ciągłość dostaw energii na rynku gazu. I to na jego płynnej części, czyli LNG. LNG to zaledwie 13% dostaw gazu. Niby dużo w porównaniu z importem rurociągowym, który daje kolejne 16%. Ale mało w stosunku do 71% gazu krajowego, zużywanego tam, gdzie się go wydobywa. Jeśli przyrost globalnego zużycia gazu o 10% trafiłby na rynek LNG, zabrałby ponad połowę dostaw na ten rynek. Z taką sytuacją mamy do czynienia od września 2022. Bojkot australijskiego węgla przez Chiny wstrząsnął nie tylko rynkami węgla ale odbił się na rynku gazu, gdyż Chiny wypełniły lukę w produkcji energii zwiększonymi zakupami gazu na rynku LNG.

Dlatego prof. Dieter Helm z Uniwersytetu Oxford przekonuje, że „obecny kryzys był bardzo przewidywalny, a jego przyczyny są głębokie. Szereg prostych mitów zostało przedstawionych szerszej populacji, które po prostu nie są prawdziwe. Nie jest jeszcze prawdą, że odnawialne źródła energii są tańsze niż główne paliwa kopalne, po uwzględnieniu nieciągłości. Zwykłe ignorowanie potrzeby wsparcia źródeł nieciągłych w rozważaniach dotyczących kosztów OZE nie sprawi, że ta potrzeba zniknie. Wręcz przeciwnie, pozostają dwa niewygodne fakty. Po pierwsze, o ile nieciągłość nie stanowiła większego problemu, gdy w systemie była bardzo mała moc wiatru i słońca, to teraz jest dużym problemem. Teraz, gdy wiatr i słońce mają znacznie większy udział w całkowitej mocy, to naprawdę ma znaczenie – i wymaga znacznie większych inwestycji w moc rezerwową. Ekonomika tej rezerwowej mocy jest poważnie osłabiona przez OZE, które czasami wytwarzają zerowe ceny hurtowe – gdy wiatr wieje i słońce świeci dobrze – i bardzo wysokie ceny, gdy nie wieje i jest mało słońca. W Wielkiej Brytanii w starym systemie paliw kopalnych i energetyce jądrowej całkowite zapotrzebowanie mocy było rzędu 70–80 GW. W przypadku systemu, w którym wiatr i słońce czasami mogą wyprodukować całą wymaganą energię, a czasami bardzo mało, te moce muszą pozostać na swoim miejscu wraz z mocami turbin wiatrowych i paneli słonecznych. Potrzebujemy znacznie większych mocy, aby sprostać każdemu zapotrzebowaniu.” I stawia sprawę jasno. „Ktoś za to musi zapłacić. Udawanie, że te koszty nie istnieją lub że w najbliższym czasie znikną w wyniku napływu nowych technologii, jest niebezpieczną narracją o zmianie klimatu. Jeszcze gorsze jest po prostu założenie, że wszystko można opłacić pożyczką. To po prostu oznacza, że nie tylko nie jesteśmy gotowi ponieść kosztów dekarbonizacji, ale chcemy zrzucić zarówno koszty, jak i zmiany klimatu na następne pokolenie.”^[2] Na koniec dnia za wszystko bowiem płacimy my, konsumenci.

Także naukowcy z Rice University w niedawno opublikowanym raporcie realistycznie przyglądają się temu, co jest potrzebne, aby globalna transformacja energetyczna powiodła się. Ostrzegają, że zbyt szybkie odejście od paliw kopalnych może przynieść odwrotny skutek – utknięcie postępu klimatycznego w tak zwanej „dolinie śmierci”. „Dążenie do definansowania paliw kopalnych – zanim zasoby o niższej emisji dwutlenku węgla będą mogły wiarygodnie „zapełnić lukę” – grozi destabilizacją globalnego związku energii, żywności, wody i dobrostanu ludzi, który, wystarczająco zaburzony, prawdopodobnie opóźniłby wysiłki związane z transformacją energetyczną o dziesięciolecia.”^[3]

Problem tempa transformacji, ważny ze strategicznej perspektywy, nurtował nas od dawna^[4]. Zgodnie z konsensusem naukowym, warunkiem powstrzymania globalnego ocieplenia poniżej 1,5 stopnia Celsjusza jest osiągniecie globalnej neutralności emisyjnej do 2050 roku. To z kolei wymaga redukcji globalnych emisji dwutlenku węgla do 2030 roku przynajmniej o 45% w stosunku do poziomu z 2010 roku. Biorąc pod uwagę to, że w ostatniej dekadzie trend globalnych emisji dwutlenku węgla był płaski^[5], transformacja energetyczna powinna istotnie przyspieszyć.

^*https://www.linkedin.com/pulse/europe-world-need-draw-right-lessons-from-todays-natural-fatih-birol/?utm_content=buffer5e2e9&utm_medium=social&utm_source=twitter-ieabirol&utm_campaign=buffer (dostęp 03/02/2022)
^[2]http://www.dieterhelm.co.uk/energy/energy/luck-is-not-an-energy-policy-the-cost-of-energy-the-price-cap-and-what-to-do-about-it-2/ (dostęp 3/02/2022
^[3] https://www.bakerinstitute.org/research/global-energy-transitions-looming-valley-death/ (dostęp 03/02/2021)
^[4] https://www.money.pl/gospodarka/impact21-jak-przyspieszyc-zielona-transformacje-6706094159637152a.html (dostęp 03/02/2022)
^[5] https://www.carbonbrief.org/global-co2-emissions-have-been-flat-for-a-decade-new-data-reveals (dostęp 9/11/2021)

Rozwój jest procesem długofalowym i najlepiej, gdyby nie towarzyszyły mu recesje. Jak unikać recesji? Teoria ekonomii zaleca to samo, co trenerzy przygotowujący zawodników do maratonu. Rośnij w tempie dyktowanym przez wzrost potencjał gospodarczy a nie przez popyt konsumpcyjny i inwestycyjny. Jeśli chcemy przebiec cały dystans, trzeba biec w tempie dostosowanym do naszej kondycji, do naszych możliwości. Chcesz biec szybciej? Popraw swoją kondycję. W przeciwnym razie, gdy przyspieszysz, będziesz musiał przerwać bieg, bo odpocząć. W rezultacie dotrzesz do celu później, czyli cały dystans przebiegniesz wolniej.

Z transformacją energetyczną, będącą długofalowym procesem rozwojowym jest podobnie. Powinna ona przebiegać w odpowiednim tempie i nie należy się cieszyć z przyspieszenia, jeśli to przyspieszenie prowadzi do niezbilansowania na istotnych rynkach. Szybkie przyrosty mocy OZE bez zabezpieczenia ciągłości dostaw prowadzą do przegrzania i transformacyjnej recesji, czyli wzrostu emisji CO₂ a nie ich spadku. Wzrost emisji CO₂, jak pokazuje nam dzisiaj rynek, skutkuje wzrostem cen uprawnień do emisji, zachęcającym do inwestycji w OZE i zniechęcającym do inwestycji w energetykę tradycyjną, stanowiącą obecnie jedyne wiarygodne zabezpieczenie nieciągłości dostaw. Pętla się nakręca a ofiarą staje się bezpieczeństwo energetyczne. Warto się zastanowić, czy błyskawicznie rosnące ceny uprawnień do emisji nie są sygnałem ostrzegawczym?

Już wiemy, że zielona transformacja wygląda inaczej ze strony sektora finansowego, niż ze strony realnej gospodarki. Konsekwencje różnych elastyczności tych sektorów odbiły się na rynkach energii i paliw kopalnych i doprowadziły do wzrostu globalnej inflacji. Lekcja, którą właśnie dostajemy na rynkach energii pokazuje, że o tempie przemian decyduje ta strona rynku, która jest wąskim gardłem, bo zmienia się wolniej i trudniej.

Tą stroną jest globalna konsumpcja, zarówno energii jak i materiałów i na niej trzeba skupić działania, zwłaszcza, że obniżenie emisji z dowolnej konsumpcji zawsze obniża emisje globalne.

Trudność w przeprowadzeniu zielonej transformacji globalnej konsumpcji polega na tym, że trzeba rozwiązać problem kosztów transformacji. Udawanie, że ich nie ma jest drogą donikąd. Zielone produkty i usługi konsumpcyjne będą droższe od obecnych z powodu internalizacji kosztów środowiska i klimatu. Jednak będą tańsze od brązowych odpowiedników, obciążonych dodatkowo kosztami emisji CO₂. Koszty te muszą zostać w całości zostać przeniesione w ceny produktów i usług, by skłonić konsumenta do wybierania zielonych produktów zamiast droższych brązowych. Jeśli tego nie zrobimy, nie zmienimy struktury konsumpcji w pożądanym kierunku i na rynkach produktów pojawią się nierównowagi, bo producenci, obciążeni kosztami emisji będą rezygnować z wytwarzania brązowych produktów szybciej, niż zrezygnują z nich konsumenci.

Konsumpcja zero-emisyjna nie musi być droższa w porównaniu z obecną, jeśli w ślad za nieuchronnym wzrostem cen nastąpi zmiana stylu życia i konsumpcji. Ważne są wydatki konsumpcyjne a nie ceny. Przykładanie wyższych w przyszłości cen do obecnej konsumpcji jest błędem, gdyż pod wpływem wyższych cen struktura konsumpcji się zmieni.

Żeby konsument nie dostał po kieszeni, musi mieć możliwość nabywania zrównoważonych produktów w małych porcjach, wtedy, gdy ich potrzebuje i tyle ile zużyje (gospodarka na żądanie). To jest zadanie dla przemysłu. Stworzyć nowe modele biznesowe, oparte na nowych technologiach, w większości cyfrowych, umożliwiające konsumentom zaspokajanie potrzeb konsumpcyjnych niższym kosztem. Chodzi na przykład o oferowanie produktów jako usług oraz zarządzanie popytem konsumpcyjnym.

Rosnące koszty i zmiana modeli biznesowych wymuszą przede wszystkim zmniejszenie zużycia materiałów w przeliczeniu na osobę, co można osiągnąć w reżimie gospodarki obiegu zamkniętego. To jest niebanalne wyzwanie dla przemysłu, gdyż wiąże się ze zmianą modelu wyceny firm w okresie przejściowym (spadek zysków ze sprzedaży nie będzie w pełni zrekompensowany wzrostem zysków z oferowania usług).

Nośnikiem zielonej transformacji, który dojrzewa powoli są innowacyjne technologie. Technologie przyszłości trzeba dopiero wymyślić, przetestować, wyskalować. W miarę dojrzewania i rozwoju nowych technologii pojawiają się negatywne efekty skali. Ile wiatraków zmieści się na Bałtyku? Co zrobić ze starymi wiatrakami, bo nie są przystosowane recyklingu? Technologia dotyczy podaży a przygotowanie zielonej oferty produktowej jest zadaniem przemysłu. Wejście w świat nowych technologii to nowy rodzaj niepewności, nieznany wcześniej firmom, korzystającym z rynkowych rozwiązań.

Firmy pozytywnie dobierają zachęty do inwestowania w nowe technologie, oferowane przez rządy. Dobrze by było jednak, by zachęty te były technologicznie neutralne. Wspierały jednakowo każde rozwiązanie problemu, bez podziału na lepsze i gorsze. Dzięki temu na rynku pojawi się szersza oferta i obniży się ryzyko regulacyjne (niepowodzenie rozwiązania, które wybrał do wsparcia rząd). Po drugiej stronie rynku jest konsument, który dokonuje wyboru. Czy już skorzystać z zielonej oferty, czy jeszcze poczekać? Czy skorzystam na tym finansowo? Nowe rozwiązania muszą być atrakcyjne i przystępne cenowo dla konsumentów na całym świecie. Muszą brać pod uwagę różnice w sile nabywczej dochodów mieszkańców globalnej północy i globalnego południa. Nie obędzie się bez międzyregionalnych transferów.

Musimy też pamiętać, że nie zdekarbonizujemy całkowicie konsumpcji, bo tego zrobić się nie da zarówno z przyczyn technologicznych, jak i ekonomiczno-społecznych. Dlatego właśnie celem globalnym nie jest dekarbonizacja lecz neutralność klimatyczna, czyli redukcja emisji CO₂ do zera netto. Emisje, których nie da się zredukować, trzeba wychwycić w sposób naturalny lub przy pomocy technologii CCS/U i zmagazynować lub zawrócić do produkcji.

W kontekście ekonomicznym i społecznym trzeba zwrócić uwagę na sprawiedliwą transformację, czyli taką, na którą stać będzie konsumentów w najuboższych krajach. Na transformację, która tworzy miejsca pracy w krajach rozwijających się, gdzie pojawią się największe przyrosty demograficzne, miejsca pracy generujące wystarczające dochody do sfinansowania konsumpcji. Z tej perspektywy jest zrozumiałe, że ścieżki transformacji energetycznej na globalnej północy będą inne, niż na globalnym południu. Na bogatszej globalnej północy redukcja emisji z konsumpcji (obejmująca redukcję zużycia materiałów) powinna być na tyle głęboka, by umożliwić wzrost konsumpcji na globalnym południu. Do tego potrzebne są olbrzymie transfery finansowe między regionami a także dedykowane produkty, usługi i modele biznesowe.

Poza tym mówimy o procesach globalnych. Kraje świata przeprowadzają transformacje energetyczna w sposób autonomiczny, przez co wpływają w sposób nieskoordynowany na globalne rynki surowcowe, gazu, węgla, ropy. Skutki ich suwerennych działań odczuwają wszystkie kraje. Potrzebna jest synchronizacja działań i współpraca między krajami.

według scenariusza BP „Rapid” prognozowana jest odbudowa zapotrzebowania na surowiec do poziomu z okresu sprzed pandemii oraz wzrost popytu do około 2035 roku, gdzie prognozowany jest szczyt zapotrzebowania na gaz ziemny. W kolejnych latach, w perspektywie 2035-2050, prognozowany jest spadek globalnego popytu na gaz – średnio o 1,0% r/r. Gaz ziemny pozostaje kluczowym składnikiem globalnej przemiany energetycznej na świecie. Popyt na gaz ziemny w krótkiej i średniej perspektywie czasowej znacząco rośnie. Średnioterminowo wzrost popytu na gaz ziemny generowany będzie niezmienne przez sektor wytwarzania energii elektrycznej oraz przemysł. W dłuższej perspektywie prognozowany wzrost zapotrzebowania na surowiec wynika z faktu wykorzystania gazu do produkcji wodoru (w roku 2050 produkcja wodoru będzie odpowiadała za prawie 10% popytu na gaz ziemny). Największymi konsumentami gazu ziemnego pozostają Stany Zjednoczone oraz gospodarki rozwijające się, szczególnie kraje azjatyckie (m.in. Chiny) oraz Bliski Wschód. Kluczowymi producentami gazu ziemnego pozostają Stany Zjednoczone, Rosja oraz kraje Bliskiego Wschodu przy rosnącym udziale wydobycia w Chinach i Afryce.

Ożywienie gospodarcze w roku 2021 doprowadziło do znacznego wzrostu zapotrzebowania na surowiec. Ceny gazu w Europie w związku z niższym poziomem importu LNG, brakiem optymalnego zapełnienia magazynów oraz spadkiem dostaw gazu z kierunku wschodniego doprowadziły do utrzymywania się ponadprzeciętnie wysokich cen gazu ziemnego w całym roku – również w sezonie letnim. Dodatkowa eskalacja wydarzeń z końca 2021 roku, tj. gwałtowny spadek temperatur oraz znaczące zapotrzebowanie na gaz w sektorze energetycznym doprowadziły do rekordowo wysokich notowań cen surowca (średnia cena gazu na rynku dnia następnego w Q4 2021 roku wyniosła blisko 450 PLN/MWh^[2]). Średnia cena gazu na rynku dnia następnego w skali całego roku wyniosła 225 PLN/MWh wobec 51 PLN/MWh w roku 2020, co stanowi wzrost aż o 441% w ujęciu r/r.

W Kanadzie pozytywna koniunktura gospodarcza przyczyniła się do utrzymania korzystnych notowań cen gazu ziemnego przez cały rok. Zwiększony popyt lokalny oraz gwałtowny wzrost eksportu gazu do USA stanowiły korzystne środowisko cenotwórcze dla producentów węglowodorów w Kanadzie. Notowania benchmarku AECO w Albercie w II połowie roku sięgały nawet poziomu 5,0 CAD/mcf i były najwyższe od 2014 roku. Średnia cena gazu AECO w 2021 roku wyniosła 3,61 CAD/mcf wobec 2,22 CAD/mcf rok wcześniej, co stanowi wzrost o 63% w ujęciu r/r.

^[1] Na podstawie BP Energy Outlook: 2020 edition.
^[2] Średnia arytmetyczna indeksu TGEgasDA na dzień notowania.

spowolnienie gospodarcze związane z pandemią COVID-19 spowodowało długoterminową korektę prognoz zapotrzebowania na ropę naftową. BP w scenariuszu „Rapid” prognozuje, iż popyt na surowiec w najbliższym horyzoncie czasowym będzie utrzymywał się poniżej poziomu sprzed pandemii COVID-19. Średni spadek popytu na ropę naftową w horyzoncie do roku 2030 wyniesie 0,7% r/r. W latach 2030-2050 nastąpi intensyfikacja tempa spadku popytu na ropę naftową, spowodowanego znaczną poprawą efektywności oraz elektryfikacją w sektorze transportu. Redukcja nakładów inwestycyjnych w sektorze E&P najbardziej dotknęła poziom wydobycia w Stanach Zjednoczonych, na korzyść zwiększenia udziału w rynku Arabii Saudyjskiej i Rosji. Przewiduje się, że strona popytowa będzie głównym czynnikiem kształtującym ceny. Po okresie pandemii COVID-19 fundamentalnie spada popyt na ropę w sektorze transportowym (począwszy od lotnictwa, po transport drogowy i morski), długoterminowo sektor transportu odpowiadać będzie za 2/3 spadku popytu w perspektywie do roku 2050. Głównym motorem napędowym dla globalnej konsumpcji ropy naftowej w dłuższym okresie stanie się sektor petrochemiczny.

W roku 2021 w związku z ożywieniem gospodarczym popyt na ropę naftową stopniowo odbudowywał się. Według szacunków amerykańskiej agencji EIA wzrost zapotrzebowania na surowiec wyniósł 5,1 mln boe/d na przestrzeni 2021 r., względem degradacji popytu na poziomie 8,5 mln boe/d w wyniku pandemii w 2020 roku. Prowadzona przez sojusz OPEC+ polityka powolnego znoszenia ograniczeń w wydobyciu ropy naftowej pozwoliła na utrzymanie się przewagi popytowej a co za tym idzie wzrostowego trendu notowań cen surowca praktycznie przez cały rok. Średnia cena ropy gatunku Brent w 2021 roku wyniosła 71 USD/bbl, wobec 42 USD/bbl rok wcześniej, co stanowi wzrost o 69% w ujęciu r/r. Średnioroczna cena ropy gatunku CLS (Canadian Light Sweet) w roku 2021 wyniosła 80 CAD/bbl wobec 45 CAD/bbl rok wcześniej, co stanowi wzrost o 78% w ujęciu r/r. Średni dyferencjał cenowy CLS do amerykańskiego benchmarku WTI wyniósł -5 CAD/bbl (w porównaniu do -7 CAD/bbl w roku 2020).

^[1] Na podstawie BP Energy Outlook: 2020 edition.