Niezależny Samorządny Związek Zawodowy

Kolejna fala pandemii COVID-19 i obawy co do szybkiego rozprzestrzeniania się wariantu Omikron, mocno wpłynęły na nastroje uczestników międzynarodowego ryku węgla w grudniu 2021 r. Ponadto nadchodzące obchody Świąt Nowego Roku w Chinach, których początek przypada na 31 stycznia również sprzyjały słabszym perspektywom eksportu, szczególnie w obszarze rynku Azji-Pacyfiku. Sezonowe zwyczaje zakupowe Chin nadal pośrednio wpływają na ceny australijskiego surowca, mimo nieformalnego zakazu importu z Australii obowiązującego od zeszłego roku.

• Mimo spadku cen gazu, produkcja energii z węgla w Niemczech, oferując korzystniejsze marże niż w przypadku energii z gazu, pozostawała najlepszą opcją dla energetyki.
• Na dzień 30 grudnia 2021 roku miesięczna marża elektrowni węglowej o sprawności 40 proc. uwzględniająca koszt emisji CO2 wyniosła 114,17 euro/MWh, wobec analogicznej marży w przypadku jednostki gazowej o sprawności 55 proc., która wyniosła 36,04 euro/MWh.
• Niemniej nagły spadek cen gazu w ostatnim tygodniu roku zmniejszył przewagę pomiędzy jednostkami węglowymi a gazowymi do 78,13 euro/MWh z 148,04 euro/MWh odnotowanym w trzecim tygodniu grudnia.

Jak wskazuje katowicki oddział Agencji Rozwoju Przemysłu (ARP), na początku grudnia 2021 roku ceny australijskich gatunków oferowanych odbiorcom azjatyckim, tj. o wysokiej zawartości popiołu i parametrach NAR 5 500 kcal/kg oraz wysokogatunkowego NAR 6000 kcal/kg trochę obniżyły się w stosunku do wcześniejszych notowań i wyniosły odpowiednio 97,76 dol/t i 159,64 dol/t według notowań platformy Argusmedia.

Spadek ten nie był drastyczny dla eksporterów surowca australijskiego z uwagi na znaczny wzrost cen tych gatunków pod koniec listopada, co w konsekwencji dało możliwość większej korekty na początku grudnia.

Poza tym ograniczona dostępność spowodowana zakłóceniami pogodowymi, czyli ulewnymi opadami deszczu w kluczowym regionie produkcyjnym, tj. dolinie Hunter, złagodziła ich spadki. Ulewne deszcze, które wywołały konieczność ogłoszenia tzw. siły wyższej uniemożliwiły wpłyniecie statków do portu w Newcastle i utrudniły logistykę.

Obfite opady deszczu wpłynęły też na wzrost cen węgla koksowego w tygodniu kończącym się 10 grudnia według danych Platts, cena spot węgla PLV 6 grudnia wzrosła do 339 dol/t FOB Australia.

Rynek pełen zmian

Ceny węgla energetycznego w regionie Azji i Pacyfiku rosły z powodu pogarszających się warunków pogodowych w Australii, natomiast ceny dostaw do Chin utrzymywały się w trendzie spadkowym przez słaby popyt. Zwłaszcza w Południowych Chinach na surowiec zamorski był on znacznie ograniczony w grudniu, bo początek zimy na półkuli północnej nie spowodował jeszcze znaczącego wzrostu popytu na ciepło, pozostawiając zapasy w elektrowniach na stosunkowo wysokim poziomie.

Dodatkowo przeważały oczekiwania co do stabilizacji cen surowca krajowego, którego wydobycie znacząco spadło z powodu wzmożonych kontroli bezpieczeństwa i walki z nielegalnym wydobyciem w największym regionie Chin.

Podejmowane przez producentów węgla w Chinach działania zmierzające do zwiększenia wydobycia na przestrzeni ostatnich miesięcy przyniosły zamierzony skutek. Według danych państwowego organu planowania, przekazanego 21 listopada, produkcja krajowa w Chinach ustabilizowała się na poziomie 12 mln ton dziennie, przewyższając konsumpcję i prowadząc do wzrostu zapasów.

Jak wskazuje katowicki oddział Agencji Rozwoju Przemysłu, złagodzenie krajowych niedoborów w Chinach miało spory wpływ na ceny. Według danych Reutersa w dniu 10 grudnia kontrakty terminowe na Zhengzhou Commodity Exchange wyceniano na 685,6 juanów (107,63 dol) za tonę, co oznacza 63 proc. spadek z rekordowego poziomu 1 848 juanów zanotowanego w dniu 19 października.

Cena spotowa węgla energetycznego w porcie Qinhuangdao w północnych Chinach nie spadła tak bardzo jak cena kontraktu terminowego, osiągając 10 grudnia cenę 1 090 juanów za tonę, ale jest to spadek o 57 proc. w porównaniu z rekordową ceną 2 545 juanów z 19 października.

Kontrakty terminowe na węgiel w Chinach powróciły do poziomów tylko nieznacznie wyższych niż ich długookresowa średnia, natomiast indeks australijski FOB NEWC pozostał na wysokim poziomie. Tygodniowy indeks NEWC na dzień 31 grudnia osiągnął poziom 165,86 dol/t, przy średnich tygodniowych z całego miesiąca oscylujących na poziomie od 157,65 dol/t do 186,24 dol/t.

Wysokie ceny węgla transportowanego drogą morską mogą zacząć wpływać na wysokość wolumenu wysyłanego węgla, co z kolei może wskazywać na utratę dynamiki zarówno w Indonezji, jak i Australii, a zatem dwóch największych eksporterów węgla na świecie.

Eksport wszystkich gatunków węgla z Indonezji wyniósł 31,59 mln ton w listopadzie, co oznacza spadek z 36,76 mln ton w październiku i jest najniższym wynikiem od kwietnia. Z kolei Australia wyeksportowała 28,54 mln ton w listopadzie, wobec 30,85 mln ton w październiku, co jest najsłabszym wynikiem od marca.

Silny popyt na węgiel energetyczny transportowany drogą morską utrzyma ceny na wysokim poziomie na początku 2022 roku. Dotychczas mocno ograniczona podaż i silny popyt ze strony krajów Azji-Pacyfiku, będą sprzyjały wzrostom cen. Z kolei w dłuższej perspektywie należy się spodziewać niższego popytu na węgiel energetyczny w związku z dużymi inwestycjami w obszarze efektywności energetycznej.

Natomiast sytuacja w rynku dostaw fizycznych Europie Zachodniej w grudniu sprzyjała perspektywom silnego popytu na energię z węgla w tym obszarze. Czynniki jak spadek cen gazu, możliwość szybkiego przestawiania się na inne paliwa oraz korzystne marże generacji w przypadku produkcji energii z węgla, faworyzowały węgiel w stosunku do paliwa gazowego.

Węgiel lepszy niż gaz

Jak przypomina katowicki oddział Agencji Rozwoju Przemysłu, zapasy gazu w Europie pod koniec miesiąca pozostawały znacznie niżej poziomów sezonowych, co stanowi ryzyko dla ich cen. Całkowity ich poziom w Belgii, Danii, Francji, Niemczech i Holandii wyniósł 263,9 TWh na dzień 29 grudnia, a więc znacznie poniżej trzyletniej średniej wynoszącej 411,1 TWh w tym samym okresie.

Rosyjski państwowy koncern Gazprom spodziewa się, że jego europejskie zapasy gazu wyniosą ok. 1 mld m3 na początku 2022 roku., wobec 5,7 mld m3 na początku 2021 roku i 11,7 mld m3 w 2020 roku.

Mimo spadku cen gazu, produkcja energii z węgla w Niemczech oferując korzystniejsze marże niż w przypadku energii z gazu, pozostawała najlepszą opcją dla energetyki. Na dzień 30 grudnia 2021 roku miesięczna marża elektrowni węglowej o sprawności 40 proc. uwzględniająca koszt emisji CO2 wyniosła 114,17 euro/MWh, wobec analogicznej marży w przypadku jednostki gazowej o sprawności 55 proc., która wyniosła 36,04 euro/MWh.

Niemniej nagły spadek cen gazu w ostatnim tygodniu 2021 roku zmniejszył przewagę pomiędzy jednostkami węglowymi a gazowymi do 78,13 euro/MWh z 148,04 euro/MWh odnotowanym w trzecim tygodniu grudnia. W perspektywie pierwszego i drugiego kwartału 2022 roku to węgiel pozostaje najlepszą opcją dla energetyki niemieckiej.