Rozpoczęcie sezonu grzewczego może okresowo wzmacniać notowania uprawnień do emisji CO2 (EUA), chociaż przy niskich cenach gazu zmniejszone spalanie wysokoemisyjnego węgla będzie oznaczało niższy popyt na uprawnienia i hamowało potencjał do wzrostu cen - uważa Magdalena Płaczek, analityk rynku w Unimot Energia i Gaz.
Unimot Energia i Gaz opublikował najnowszą edycję comiesięcznego „Przeglądu rynków surowcowych – wrzesień 2025”, przygotowanego przez Magdalenę Płaczek – analityk rynku energii i gazu. W raporcie przeanalizowano aktualne notowania ropy naftowej, gazu ziemnego (TTF i TGE), energii elektrycznej, węgla energetycznego (API2) oraz uprawnień do emisji CO2 (EUA), w kontekście kluczowych wydarzeń geopolitycznych i podaży–popytu.
W opinii Magdaleny Płaczek, rozpoczęcie sezonu grzewczego może okresowo wzmacniać notowania uprawnień do emisji CO2 (EUA), chociaż przy niskich cenach gazu zmniejszone spalanie wysokoemisyjnego węgla będzie oznaczało niższy popyt na uprawnienia i hamowało potencjał do wzrostu cen.
"Z drugiej strony niewiadomy jest apetyt inwestorów spekulacyjnych na dalsze zwiększenie zaangażowania na tym rynku, po tym jak wolumen długich pozycji netto w kontraktach na giełdzie ICE wzrósł do najwyższego poziomu od 7 lat. Może być to ruch wyprzedzający oczekiwany spadek podaży jednostek w kolejnych latach, jednak niewykluczona jest istotna korekta w razie zmiany sentymentu i masowej wyprzedaży kontraktów" - napisała w komentarzu analityk Unimot Energia i Gaz.
"Na ceny uprawnień mogą wywierać wpływ zarówno warunki atmosferyczne w Europie, decydujące o skali wykorzystania paliw kopalnych, jak również dane z największych gospodarek, wskazujące na przyszłe zapotrzebowanie na energię" - dodała.
Ceny uprawnień do emisji CO2 (kontrakt DEC25) wzrosły w pierwszej połowie września z niecałych 74 do blisko 78 EUR/t – najwyżej od lutego – mimo taniego gazu i korekty na węglu. Wzrost wspierały napięcia geopolityczne, chwilowo niższa produkcja z wiatru oraz oczekiwanie mniejszej podaży po przesunięciu nadwyżki uprawnień do rezerwy MSR.
Kluczową rolę odegrały jednak pozycje inwestorów: fundusze zwiększyły długie netto do ok. 78 mln ton – to najwyższy poziom od siedmiu lat – licząc na ograniczony wolumen aukcyjny w okresie wrzesień 2025 – sierpień 2026, gdy podaż ma spaść łącznie o około 275,5 mln ton EUA.
KOBiZE ocenia, że w całym 2025 r. łączny wolumen aukcyjny będzie o ok. 6 proc. niższy r/r. W 2026 r. ograniczenia aukcyjne będą większe (UE -9,5 proc., Niemcy -15,8 proc., Polska -13 proc.). Równolegle Niemcy apelują o utrzymanie wysokiego bezpłatnego przydziału po 2030 r., aby chronić konkurencyjność energochłonnego przemysłu przy rosnących kosztach nowej polityki celnej USA.
Według BNEF, ograniczenie darmowego przydziału jednostek zwiększy udział kosztów EUA w całkowitych kosztach konwencjonalnych producentów stali w Niemczech do 35 proc. po 2030 r.
Węgiel energetyczny (API2, kontrakt OCT25) w pierwszej dekadzie września zniżkował z 98 do niecałych 94 USD/t. Pomagały w tym najniższe od maja ceny konkurencyjnego gazu i dobre zaopatrzenie Europy; popyt osłabił też koniec fali upałów w Korei Płd. i Japonii oraz słabnące stawki LNG do Azji.
Zapasy w portach ARA wzrosły do 3,4 mln ton (15-tygodniowe maksimum), a zapowiadane cięcia wydobycia w Kolumbii na razie nie wystąpiły – Kpler szacuje wrześniowy import z Kolumbii o 10 proc. wyższy m/m.
Druga połowa miesiąca przyniosła krótkie odbicie do 96,4 USD/t po deklaracjach szybszego odchodzenia UE od rosyjskiego LNG, po czym ceny wróciły w okolice 93,6 USD/t.
Na rynku energii elektrycznej na Towarowej Giełdzie Energii kontrakt CAL26 umocnił się z poziomów nieco poniżej 420 PLN/MWh na początku miesiąca do 433 PLN/MWh w drugiej dekadzie września. Początkową zwyżkę napędziła rosnąca niepewność wobec bezpieczeństwa w Europie oraz wzrost cen paliw, a także ograniczenia dostępnych mocy we Francji w trakcie strajków. Następnie wsparciem dla wycen był wyraźny wzrost cen uprawnień EUA – kluczowego składnika kosztów w energetyce konwencjonalnej – po czym nastąpiła lekka korekta do okolic 431 PLN/MWh.
W polskim miksie energetycznym widać było przesunięcie: średni udział wiatru wzrósł do ok. 16 proc. (produkcja +55 proc. m/m), podczas gdy fotowoltaika odnotowała spadek generacji o 24 proc. m/m i obniżenie udziału do ok. 15 proc. (z około 21 proc. w sierpniu). (PAP Biznes)
pr/
