OTOCZENIE RYNKOWE

Wskaźniki GRI:

Transformacja energetyczna wymaga dużych nakładów inwestycyjnych, zwłaszcza na nowe innowacyjne technologie. Sukces jednak osiągną Ci, którzy wybiorą kierunek inwestycji zgodny z mega trendami oraz zgodny z celem, jakim jest neutralność emisyjna do 2050.

Aktywa, które będą podlegały rozwojowi w tej dekadzie z myślą o zarabianiu na nich także w następnych dekadach to petrochemia, energetyka odnawialna, energetyka gazowa oraz detal pozapaliwowy. Tych aktywów, a konkretnie rynków, na których działają, dotyczy niepewność gospodarcza i geopolityczna o krótszym horyzoncie, sięgającym do pięciu lat.

Zjawiska, które prawdopodobnie będą kształtować sytuację na rynkach towarów: ropy i paliw, surowców petrochemicznych oraz energii elektrycznej:

  • przesunięcie centrum globalnego wzrostu gospodarczego oraz technologii z USA i Europy do Chin i Azji. Ludności najbardziej przybywa w Afryce, gdzie zmiany klimatu są najdotkliwiej odczuwalne. Europa, która starzeje się demograficznie, znajduje się pod rosnącą presją migracyjną.
  • pandemia COVID-19 przerwała wiele międzykontynentalnych łańcuchów dostaw. Modele logistyczne „just in time” zostały powiązane lub uzupełnione przez modele „just in case”, podnoszące bieżące koszty aktywności gospodarczej, ale obniżające ryzyko przerw w dostawach i koszty z tym związane. Postępująca cyfryzacja, która jest w fazie intensywnego inwestowania, buduje potencjał obniżania kosztów aktywności oraz zwiększa możliwości szybkiego reagowania na wszelkie pojawiające się zmiany.
  • kapitał płynie do rejonów o wyższym tempie wzrostu i tam, gdzie są dodatnie realne stopy procentowe. Przepływ kapitału z USA i z UE do Chin i Azji umacnia RNB względem innych walut. Tym razem Chiny nie powstrzymują aprecjacji swojej waluty, co odbija się na słabnącym kursie dolara amerykańskiego.
  • umocnienie RNB powoduje wzrost cen chińskich produktów na świecie, co dotyczy zarówno dóbr konsumpcyjnych (importowana inflacja w USA i UE) jak i elektroniki oraz technologii OZE, co podnosi koszty transformacji energetycznej, ponieważ istotna część tych urządzeń instalowanych w USA i w Europie pochodzi z Chin i Azji.
  • tempo i koszt transformacji energetycznej są uzależnione od dostępu do rzadkich minerałów i metali, wydobywanych w Chinach i w Azji.

Energetyka

Morskie farmy wiatrowe na świecie

Morska energetyka wiatrowa (MEW) to technologia wytwarzania energii, która bardzo silnie rozwinęła się w ostatniej dekadzie i zapowiada się jako jedno z wiodących źródeł energii w przyszłości. W dużej mierze jest to zasługą zerowej emisji CO2, postępu technologicznego oraz obniżenia kosztów produkcji energii elektrycznej.

Pierwsze komercyjne morskie farmy wiatrowe o dużej mocy zaczęły powstawać około 2010 roku i od tamtej pory branża notuje ciągły rozwój. Objawia się on głównie poprzez coraz większe moce jednostkowe turbin (wzrost mocy od około 3,6 MW do 14 MW turbin oferowanych przez liderów rynku), co za tym idzie - większe moce całych morskich farm wiatrowych oraz coraz większe głębokości na jakich instalowane są turbiny. Skutkiem tego rozwoju jest zapotrzebowanie na coraz większe fundamenty, statki instalacyjne itp.

Z początkiem 2020 roku morskie farmy wiatrowe na świecie miały w sumie 28,3 GW mocy zainstalowanej, z czego 22 GW w Europie. Liderami rynku europejskiego są Wielka Brytania (około 10,4 GW), Niemcy (7,7 GW), Dania i Holandia. W Azji zaś moce te pochodzą w znacznej mierze z Chin. Należy jednak mieć na uwadze, że rozwijane są już kolejne projekty i spodziewane jest, że na koniec 2028 roku moc zainstalowana wszystkich morskich farm wiatrowych może przekroczyć 160 GW. W rozbiciu na regiony, największa część tej mocy przypada na Europę (84 GW), dalej plasują się Azja (67 GW) i Ameryka Północna (16 GW) . Oprócz dalszego rozwoju w wymienionych krajach, branża będzie rozwijać się również na nowych rynkach, w tym w USA, Francji, Tajwanie oraz Polsce. Liderami rynku z największą ilością wybudowanych farm z pewnością pozostaną kraje europejskie (Wielka Brytania i Niemcy), a z nowych graczy USA, które obecnie rozwija wiele nowych projektów i mocno inwestuje w rozwój własnego łańcucha dostaw.

Rozwój morskiej energetyki wiatrowej jest wspierany poprzez politykę energetyczną poszczególnych krajów i organizacji, takich jak Unia Europejska. W listopadzie 2020 roku Komisja Europejska zaprezentowała Strategię Morskiej Energetyki Odnawialnej, która zakłada wsparcie dla morskich farm wiatrowych niezbędne do rozbudowy mocy zainstalowanych w UE (bez UK) do 60 GW w 2030 roku i 300 GW w 2050 roku.

Rozwój morskiej energetyki wiatrowej w Polsce

Potencjał morskiej energetyki na Morzu Bałtyckim szacowany jest na 83 GW, z czego polskiej części Morza Bałtyckiego przypada 28 GW . Plan rozwoju morskich farm wiatrowych w Polsce został w ostatnim czasie oficjalnie potwierdzony najnowszymi projektami Planu Zagospodarowania Przestrzennego Polskich Obszarów Morskich („PZPOM”) oraz „Polityki energetycznej Polski do 2040 roku” („PEP 2040”), będących obecnie w fazie rozwoju i zatwierdzania.

PZPOM określi strefy, w których MEW będą dopuszczalne i będą miały pierwszeństwo przed innymi możliwymi inwestycjami w tej części Morza Bałtyckiego. Wyżej wymienione strefy mają sprzyjające warunki do rozwoju MEW (szacowana głębokość wody: 25-50 m, szacunkowa średnia roczna prędkość wiatru na wysokości piasty: 9-10 m/s, znikome pływy, niskie zasolenie i łączna wielkość około 2500 km2). Wielu inwestorów jest zainteresowanych rozwojem projektów offshorowych w polskiej Wyłącznej Strefie Ekonomicznej, w której zlokalizowane mogą być morskie farmy wiatrowe.

Obecnie rozwijane są projekty, które uzyskały pozwolenia na wznoszenie i wykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji i urządzeń (PSZW). Są to projekty : Bałtyk I (Polenergia/Equinor), Bałtyk II (Polenergia/Equinor), Bałtyk III (Polenergia/Equinor), Baltic II (RWE), B-Wind (EDPR/Engie), C-Wind (EDPR/Engie), Baltic Power (Baltic Power z Grupy ORLEN/Northland), Baltica 1 ( PGE), Baltica 2 (PGE) i Baltica 3 (PGE).

W styczniu 2021 roku została uchwalona i podpisana ustawa o promowaniu wytwarzania energii elektrycznej w morskich farmach wiatrowych. Wyznacza ona ramy prawne do rozwoju farm wiatrowych na Morzu Bałtyckim. Nowe przepisy przewidują, że w pierwszej fazie systemu wsparcia na rzecz morskich farm o łącznej mocy zainstalowanej 5,9 GW, pomoc przyznana będzie w drodze decyzji administracyjnej przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki (URE). Kolejne projekty będą brały udział w aukcjach zorganizowanych na zasadach konkurencyjnych. Pierwsza odbędzie się w 2025 roku, a druga w 2027 roku (każda po 2,5 GW).

Cenyenergii

Ceny energii elektrycznej będą pod wpływem dwóch czynników, związanych z transformacją energetyczną. Z jednej strony będziemy prawdopodobnie widzieć wzrosty cen uprawnień do emisji i ich średnią cenę w latach 2021-2025 około 35 EUR/t (w dłuższym horyzoncie oczekujemy cen znacznie wyższych, około 50 EUR/t). Z drugiej strony wzrost udziału energii wiatrowej i słonecznej w krajowym miksie energetycznym spowoduje obniżenie się kosztu hurtowego energii, bazującego na krajowej krzywej kosztów (merit order), zdominowanej przez energetykę węglową. Na tym tle energetyka gazowa w kogeneracji zapowiada się jako źródło przewidywalnych przychodów stabilizujących wynik finansowy spółki.

Niepewność na rynkach ropy i paliw

  • Skutki pandemii doprowadziły do spadku popytu na paliwa ze strony transportu i rafinerie zareagowały radykalnym zmniejszeniem zakupów ropy naftowej. Bieżąca równowaga na rynku ropy została przywrócona poprzez głęboką redukcję wydobycia, co przyniosło wzrosty cen ropy. Presję ograniczającą wzrost cen ropy tworzą zgromadzone zapasy ropy i paliw (ograniczające bieżące przyrosty ich produkcji) oraz zwiększone rezerwy w złożach (do natychmiastowego uruchomienia przez OPEC i Rosję).
  • Rafinerie zredukowały produkcję paliw, dostosowując ją do bieżącego popytu, ale nie dostosowały jeszcze potencjału produkcyjnego do trwale obniżonego popytu na paliwa w transporcie. Wysoki udział wolnych mocy rafineryjnych ciąży nad cenami paliw i nad marżami produktowymi i rafineryjnymi. Szacuje się, że do końca 2024 roku moce produkcyjne w globalnym przemyśle rafineryjnym powinny zostać zredukowane o 3,8 mbd. Ten szacunek uwzględnia oddawane w tym okresie do użytku nowe rafinerie, głównie na Bliskim Wschodzie i w Azji, których potencjał jest szacowany na 5,7 mbd. W ciągu 2020 roku na świecie wyłączono z produkcji niewiele ponad 2,2 mbd rafineryjnych mocy produkcyjnych. Żeby wymusić głębszą redukcję, marże rafineryjne muszą utrzymywać się na niskich poziomach, poniżej progu opłacalności dla wielu rafinerii. Najbardziej narażone na ryzyko redukcji potencjału są samodzielne europejskie rafinerie, sprzedające paliwa na morze, gdyż konkurują bezpośrednio z ładunkami paliw z rafinerii na Bliskim Wschodzie i z Azji. Najmniej zagrożone są lądowe rafinerie zintegrowane, będące ogniwami dłuższych łańcuchów wartości.
  • W dłuższym horyzoncie popyt na paliwa płynne słabnie z przyczyn strukturalnych. Następuje poprawa efektywności spalania w silnikach ICE oraz w przeliczeniu na 100 km (hybrydyzacja), rośnie udział biopaliw i paliw alternatywnych omijających rafinerie, rośnie udział samochodów elektrycznych we flocie pojazdów osobowych, prognozy popytu biorą pod uwagę rozwój alternatywnych napędów, także wodorowych. Z powodu kurczącego się rynku perspektywy dla wydobycia są coraz słabsze, co zniechęca do inwestowania, mimo, że ropa naftowa będzie nadal potrzebna w transporcie. Ta sytuacja zwiększa podatność cen ropy na zmiany oraz generuje cykle cenowe.
  • Wydobycie ropy naftowej w USA odbywa się obecnie pod dyktando Arabii Saudyjskiej i Rosji, ponieważ te dwa kraje odzyskały kontrolę nad cenami ropy a wydobycie w USA zależy od cen.
  • Powrót wzrostu gospodarczego w USA i odbudowa popytu na paliwa po pandemii spowodują, że USA z eksportera ropy znów staną się importerem netto. Wydobycie ropy w USA spadło w 2020 roku głęboko (o blisko 3 mbd) a odbudowie nie sprzyjają wspomniany już brak sentymentu do inwestycji w wydobycie oraz nowa amerykańska strategia energetyczna administracji Joe Bidena, zakładająca przyspieszenie transformacji energetycznej. Ceny ropy naftowej Brent będą kształtować się w najbliższych latach przedziale 50$/b-80$/b. Chiny są krańcowym konsumentem ropy naftowej. Chiny, wykorzystując niskie ceny ropy naftowej w 2020 roku dokonywały zakupów na olbrzymią skalę. Import ropy naftowej do Chin był rekordowy i wzrósł o 7,3% w ujęciu rocznym, nawet pomimo uderzenia pandemii w ten kraj na początku 2020 roku i braku danych dotyczących importu w styczniu i lutym 2020 roku. Najwyższe poziomy importu ropy naftowej do Chin odnotowane zostały w okresie maj-wrzesień 2020 roku. Zgromadzone rezerwy ropy umożliwiają Chinom prowadzenie aktywnej polityki zakupowej. Ocenia się, że przy cenie 80$/b Chiny przestają kupować ropę i korzystają ze zgromadzonych zapasów, natomiast jest to cena skłaniająca do inwestowania w wydobycie w USA. Przy cenie 50$/b Chiny odbudowują zapasy a OPEC i Rosja tną dostawy.
  • Prawdopodobne niedoinwestowanie wydobycia spowoduje (poprzez cykle aktywów) dużą podatność cen ropy na zmiany, co przy nadwyżce mocy produkcyjnych w rafineriach i utrudnionym przenoszeniu wzrostów cen ropy w ceny paliw przejawi się w zwiększonej podatności marż rafineryjnych na zmiany cen ropy.

 

Paliwai petrochemia

  • Petrochemia jest tą branżą przemysłu naftowego, która będzie się charakteryzować popytem rosnącym w tempie wyższym od wzrostu PKB. Świat potrzebuje materiałów a ich wytwarzanie z ropy naftowej i gazu ziemnego jest korzystniejsze dla środowiska i klimatu w porównaniu z wytwarzaniem materiałów na bazie alternatywnych surowców. Globalny potencjał petrochemii wzrasta a niskie ceny benzyn i nafty w stosunku do cen ropy w perspektywie kilku kolejnych lat zwiększają atrakcyjność petrochemii opartej na nafcie.
  • W skali globalnej wskazuje się nawet na możliwe ryzyko przeinwestowania petrochemii, nawiązując do sytuacji, jaka wytworzyła się w globalnym przemyśle naftowym w związku z regulacją IMO, kiedy do spadku popytu dołączyło pojawienie się nowego paliwa bunkrowego, wypierającego morskiego diesla.
  • W Europie Środkowej ryzyko przeinwestowania w podstawowej petrochemii jest mitygowane skracaniem łańcuchów dostaw i zaopatrywaniem się na miejscu.
  • Marże petrochemiczne powinny utrzymać się na poziomach zbliżonych do średnich z minionych dziesięciu lat. Wzrost marż petrochemicznych w latach 2015 – 2018 był wyjątkowy, spowodowany nagłym spadkiem cen ropy, związanym ze skutkami rewolucji łupkowej.
  • Wahania marż petrochemicznych w krótkim horyzoncie pozostaną pod wpływem oczekiwanej podwyższonej zmienności cen ropy.

Celeklimatyczne

PKN ORLEN uznaje Europejski Zielony Ład za szansę dla Polski i Europy Środkowej na przebudowę systemu elektroenergetycznego, a dla ORLEN na stworzenie nowych linii biznesowych i zajęcie pozycji lidera transformacji energetycznej.

Porozumienie paryskie określiło cel, jakim jest utrzymanie globalnego ocieplenia w granicach 1,5 st. C, czemu ma służyć osiągnięcie neutralności emisji gazów cieplarnianych netto do 2050 roku. PKN ORLEN wpisując się w ten kierunek, we wrześniu 2020 roku ogłosił własną aspirację osiągnięcia neutralności emisyjnej netto do 2050 roku z własnych aktywów jako element szerszej strategii transformacyjnej. Jednocześnie Koncern ogłosił cel operacyjny obejmujący redukcję emisji CO2 z istniejących aktywów rafineryjnych i petrochemicznych o 20% do 2030 roku względem roku bazowego 2020, a także redukcję emisji CO2 na MWh o -33%.

ORLEN uznaje agendę klimatyczną UE jako właściwą ścieżkę do osiągnięcia celów porozumienia paryskiego. ORLEN zamierza systematycznie uzgadniać swoje działania w zakresie redukcji emisji dwutlenku węgla z tempem redukcji CO2 wyznaczonym dla istotnych dla Koncernu sektorów na poziomie unijnym. Jednocześnie ORLEN wskazuje potrzebę równego traktowania poszczególnych sektorów gospodarki, pełnego rachunku emisji CO2 w cyklu życia produktów i zapobiegania eksportowi emisji do krajów leżących poza granicami UE.

Więcej informacji m.in. na temat konsekwencji pandemii COVID-19 oraz transformacji energetycznej można znaleźć w sekcji „Outlook 2021+”.

Do pobrania
Raport Zintegrowany Grupy ORLEN

Pobierz PDF