Rynek

Opis obecnych trendów na rynku

Wahania cen w USA, powiązane z rynkiem ropy naftowej oraz bezrobociem. Zwiększenie cen na rynku azjatyckim.

W ciągu ostatnich kilku dni na rynku akcji doszło do spadku cen, który możemy określić jako opóźniona reakcja rynku. Dotychczasowa ścieżka wzrostu miała bowiem słabe podstawy. Najsilniejszym czynnikiem powodującym korektę cen były dane z rynku pracy w USA. Bezrobocie wzrosło powyżej prognoz (898 tys. vs 825 tys.). W ten sposób mieliśmy drugi tydzień niezbyt dobrych danych z amerykańskiego rynku pracy.

Rynek ropy naftowej przeżywał okres wzlotów i upadków. Czwartek możemy traktować jako reprezentatywną próbkę tego okresu, ponieważ wystąpiła wtedy sesja rollercoaster z dużą wyprzedażą rano, napędzaną głównie przez kolejne ograniczenia covidove w Europie i wspomniane dane dot. bezrobocia. Po spadku o 2 USD/bbl, lepsze dane statystyczne z USA sprowadziły rynek z powrotem do poziomu zaledwie około 50 centów poniżej punktu początkowego. Zmniejszyły się zapasy ale jednocześnie dane z Bloomberga wskazują na wzrost eksportu ropy z Iraku o ponad 200 kbd w październiku, co sugeruje, że Irak ponownie przekroczył swój docelowy poziom produkcji. Dla uczestników rynku ropy poniedziałek 19 października będzie bardzo ważny. Podczas spotkania OPEC + JMMC uczestnicy kartelu dokonają przeglądu aktualnych zgodności i mogą zapaść decyzje dotyczące ewentualnych cięć. Oczekuje się jednak, że OPEC będzie raczej czekał na więcej danych przed podjęciem decyzji o ewentualnym odroczeniu nadchodzącego wzrostu produkcji. Niemniej jednak możemy być pewni, że jeśli popyt pozostanie przynajmniej na swoim obecnym poziomie, Rosja będzie dążyć do utrzymania obecnej podaży lub zwiększenia produkcji zgodnie z planem. To stwierdzenie wynika z faktu, że Rosja potrzebuje ceny równej 43 USD/bbl Brent, aby pokryć swój budżet w 2021 r. Ponadto przy obecnej dynamice globalnego zadłużenia rządowego poziom tolerancji ceny może być nawet niższy.

Bardzo istotny będzie poziom oporu 14 EUR/MWh gazowego dla kontraktu MA i 13,90 EUR/MWh dla Cal21 po weekendzie. Patrząc na ceny na rynku azjatyckim można zauważyć, że osiągnął on w tym tygodniu najwyższy poziom od ponad 11 miesięcy, m.in. pod wpływem oczekiwań że mroźna zima zwiększy popyt paliwo używane do ogrzewania. Oszacowano średnią cenę dostawy w grudniu do Azji północno-wschodniej na 5,8 USD/mmBtu, czyli o 10 centów więcej niż w poprzednim tygodniu. Cena listopadowa wzrosła o 20 centów, do 5,7 USD/mmBtu. Jednak najnowsza cena JKM z piątku osiągnęła wartość 6,315 USD/mmBtu za grudzień, podczas gdy szacowana cena spot z dostawami listopadowymi wyniosła 5,8 USD/mmBtu. To daje nam równoważną cenę dostaw gazu z USA do Europy bliską 14,15 EUR/MWh w listopadziei 15,59 EUR/MWh w grudniu.

Idea importu wodoru

Tendencje prawno-energetyczne w UE określają jasny, generalny cel do osiągnięcia dla gospodarek krajowych – udział OZE w miksie energetycznym. Polska może skorzystać jednak na tym, że nie wyznaczają one ściśle drogi do osiągnięcia tego celu.

Zgodnie z danymi Eurostatu w latach 2013-2017 wszystkie państwa UE (łącznie z UK) były importerami energii netto. W 2017 r. różnica w imporcie i eksporcie energii UE wyniosła 948 Mtoe (mln tons of equivalent) – tym samym energia importowana pokryła w 2017 r. 55% łącznego zapotrzebowania energetycznego UE. W najbliższym czasie nie powinniśmy się więc spodziewać istotnej, nagłej zmiany w tym zakresie, a systematyczna zmiana uzależnia się od konieczności wielomiliardowych inwestycji.

Bieżąca polityka UE, której duch manifestuje się choćby w projekcie podatku węglowego, sprzyja bezemisyjnym źródłom energii, dlatego w długoterminowej perspektywie regulacje mogą faktycznie zredukować do minimum zużycie paliw kopalnianych, lecz nie zlikwidują potrzeby energochłonności gospodarki. Inwestycja w silną niezależność energetyczną opartą na OZE i bilansującym ją czynniku to jednak ogromny koszt.

Wydaje się więc, że narzucony kierunek zmian niekoniecznie sprzyja niezależności energetycznej, lecz samej ekologiczności. Żeby więc być z nim zgodnym i nie ponosić gigantycznych nakładów pełnej transformacji energetycznej można zastanowić się nad perspektywą importu energii wytworzonej z energii pochodzącej z OZE. Dzięki temu można by pominąć inwestycję w samo OZE, a skupić się na infrastrukturze do wykorzystania np. samego zielonego wodoru – bezemisyjnego paliwa produkowanego z OZE.

Z wielu względów prawdopodobnie produkcja wodoru to jeden z najbardziej optymalnych wyborów, jeżeli chodzi o stabilizację OZE oraz formy magazynowania nadwyżek energii elektrycznej, a innowacyjne projekty w tym zakresie prowadzą już państwa Europy Zachodniej. Inwestycje tych państw w infrastrukturę wodorową jednocześnie przystosują warunki techniczne w UE do konsumpcji wodoru. Dlatego też import wodoru przejawia koleją silną stronę – integrację techniczną państw, które jako pierwsze wybudują potrzebne do tego instalacje. Dołączenie się Polski do tego przedsięwzięcia na wczesnym etapie może zmienić nasze historyczne uwarunkowanie geograficzne i ściślej związać z zachodnią częścią UE, jako pełnoprawnego uczestnika rynku, a nie państwo tranzytowe.

Z uwagi na uniwersalizm strategii energetycznej UE, którego środkiem ciężkości jest powszechne skupienie się na OZE, wodór byłby jednym z najczęściej wykorzystywanych paliw, za czym idzie konieczność wystąpienia funkcjonalnego prawa o jego wykorzystaniu (w innym wypadku OZE, bez czynnika bilansującego nie będzie bezpiecznym źródłem energii). Ponieważ jedno z największych utrudnień dla przedsiębiorców energetycznych tkwi w regulacjach, tym bardziej stawia to import wodoru w dobrym świetle.

Jako częściowe pokrycie takiej spekulacji myślowej, można podać wypowiedzi chilijskiego ministra energii na temat gospodarczego potencjału Chile do eksportu wodoru. Zgodnie z przedstawionymi przez niego informacjami, do 2050 r. zdolność produkcyjna zielonego wodoru Chile sięgnie 25 mln ton/rok (wynika to z korzystnych warunków pogodowych dla produkcji z OZE). Założono przy tym koszt produkcji na poziomie zaledwie 1,40 USD/kg. W Chile trwają obecnie analizy prawne odnośnie do przygotowania wielkoskalowego eksportu wodoru, natomiast przy projekcie współpracuje już włoski Enel.

Można zauważyć prace przy powstawaniu fundamentów pod podobny model wykorzystania wodoru. Państwa Europy Zachodniej nawiązały już kluczowe kontakty w niezbędnym zakresie. 6 października amerykański Departament Energii i holenderskie ME podpisały list intencyjny ws. wspólnego badania i rozwoju wodoru oraz działań demonstracyjnych. Pod koniec września Departament Enegii USA powołał również zespół, do oceny możliwości morskiego eksportu wodoru i amoniaku. Również Shell poparł morski transport LNG jako sposób na redukcję światowych emisji CO2. Dyrektor zarządzający Resilient Group skomentował, że technologia skroplonego wodoru wymagałaby 10 lat do wdrożenia. Natomiast we wrześniu br. Holandia i Portugalia zawiązały współpracę w zakresie sprzedaży wodoru do Holandii.

Również Niemcy szykują się do morskiego transportu wodoru. Po przygotowaniu projektu nowelizacji niemieckiej ustawy energetycznej dla obszarów morskich federalna agencja morska BSH zaproponowała nowy podział obszarów zagospodarowania mórz. Po raz pierwszy zaproponowano jakikolwiek obszary dla wodoru (7 tys. akrów na Morzu Północnym i 2 tys. akrów na Morzu Bałtyckim). Co ciekawe jednostki nie będą połączone z lądem magistralą, lecz transport będzie odbywał się morskimi tankowcami (planowana jest także zmiana procedury przetargowej).

W taki sposób kształtuje się jeden z możliwych scenariuszy rozwoju energetyki. Czy Polska wpisze się weń – najprawdopodobniej odpowiedź poznamy do końca 2021 r., ponieważ taki określono termin na wprowadzenie krajowej polityki wodorowej.

Regresja sektora ropy i gazu

Przewiduje się, że największe koncerny energetyczne świata przymierzają się do sprzedaży aktywów w wysokości aż 110 mld USD – co może okazać się dużym wyzwaniem. Wobec niepewnych perspektyw cen ropy i gazu z powodu pandemii i sprzyjaniu przejściu na czystszą energię, znalezienie nabywców na złoża i rafinerie oraz nowych kontrahentów może okazać się trudne.

Equinor, Chevron, Shell, ExxonMobil, BP, ConocoPhillips, Eni oraz Total planują zbycie gigantycznej liczby aktywów związanych z wydobyciem gazu ziemnego i ropy. Do zmierzenia skali zjawiska ocenia się ich wartość na nawet 111 mld USD. Wyjątkowo niska cena baryłki ropy na poziomie 40 USD zmniejsza opłacalność całej branży węglowodorowej, a nie prognozuje się podniesienia cen, w związku z niskim popytem. Zgodnie z przewidywaniami IEA – światowe zapotrzebowanie na energię zmniejszy się w br. o 5,3%, zapotrzebowanie na gaz ziemny spadnie o 3,3%, a ropy naftowej o 8,5%.

Główne koncerny muszą sprzedawać aktywa, aby zwiększyć przychody i zmniejszyć zadłużenie narosłe w wyniku załamania cen ropy. Europejskie firmy, w tym BP, Shell i Total, również chcą skoncentrować swoją działalność związaną z ropą naftową i gazem na najbardziej dochodowych i najmniej zanieczyszczających projektach, ponieważ zobowiązały się do ograniczenia emisji CO2 w nadchodzących dziesięcioleciach. Exxon i BP mają nadzieję sprzedać 25 mld USD aktywów w nadchodzących latach, podczas gdy Shell zamierza zbyć 5 mld USD rocznie.