Kolejna fala pandemii Covid-19 i obawy szybkiego rozprzestrzeniania się wariantu Omicron, znacząco wpłynęły na nastroje uczestników międzynarodowego ryku węgla w grudniu. 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, pomimo nieformalnego zakazu importu z Australii obowiązującego od zeszłego roku.
Na początku miesiąca ceny australijskich gatunków oferowanych odbiorcom azjatyckim, tj. o wysokiej zawartości popiołu i parametrach NAR 5 500 kcal/kg oraz wysokogatunkowego NAR 6000 kcal/kg nieco obniżyły się w stosunku do wcześniejszych notowań i wyniosły odpowiednio 97,76 USD/t i 159,64 USD/t (według notowań platformy Argusmedia). Niemniej spadek ten nie był drastyczny dla eksporterów surowca australijskiego, ze względu na znaczny wzrost cen tych gatunków pod koniec listopada, co w konsekwencji dało możliwość większej korekty na początku grudnia. Ponadto ograniczona dostępność spowodowana zakłóceniami pogodowymi tj. 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. Zdaniem obserwatorów, spowoduje to opóźnienia w załadunku statków, wykraczające poza 20 dni. Obfite opady deszczu przyczyniły się również do wzrostu cen węgla koksowego w tygodniu kończącym się 10 grudnia według danych Platts, cena spot węgla PLV 6 grudnia wzrosła do 339 USD/t FOB Australia.
Podczas gdy ceny węgla energetycznego w regionie Azji i Pacyfiku rosły z powodu pogarszających się warunków pogodowych w Australii, ceny dostaw do Chin utrzymywały się w trendzie spadkowym z powodu słabego popytu. Popyt szczególnie w Południowych Chinach na surowiec zamorski był znacznie ograniczony w grudniu, ponieważ 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 do wiadomości 21 listopada, produkcja krajowa w Chinach ustabilizowała się na poziomie 12 mln ton dziennie, przewyższając konsumpcję i prowadząc do wzrostu zapasów. Złagodzenie krajowych niedoborów w Chinach miało znaczący wpływ na ceny. Według danych Reutersa w dniu 10 grudnia kontrakty terminowe na Zhengzhou Commodity Exchange wyceniano na 685,6 juanów (107,63 USD) za tonę, co oznacza 63% 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% w porównaniu z rekordową ceną 2 545 juanów z 19 października.
Podczas gdy kontrakty terminowe na węgiel w Chinach powróciły do poziomów tylko nieznacznie wyższych niż ich długookresowa średnia, indeks australijski FOB NEWC pozostał na wysokim poziomie. Tygodniowy indeks NEWC na dzień 31 grudnia osiągnął poziom 165,86 USD/t, przy średnich tygodniowych z całego miesiąca oscylujących na poziomie od 157,65 USD/t do 186,24 USD/t.
Wysokie ceny węgla transportowanego drogą morską mogą zacząć wpływać na ilość wysyłanego węgla, co z kolei może wskazywać na utratę dynamiki zarówno w Indonezji, jak i Australii, tj. 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. Niemniej w świetle ostatniego raportu opracowanego przez zespół Australia and New Zealand Banking Group wynika, że silny popyt na węgiel energetyczny transportowany drogą morską utrzyma ceny na wysokim poziomie na początku 2022 r. Dotychczas mocno ograniczona podaż i silny popyt ze strony krajów Azji-Pacyfiku, będą sprzyjały wzrostom cen. Jednak w dłuższej perspektywie, jak podano w raporcie, należy się spodziewać niższego popytu na węgiel energetyczny w związku z dużymi inwestycjami w obszarze efektywności energetycznej. Zdaniem autorów, rosnące inwestycje w efektywność energetyczną i przejście z węgla na gaz doprowadzą do zmniejszenia zapotrzebowania na ten surowiec. Chociaż niektóre z tych zmian mogą zostać zrównoważone przez rosnącą elektryfikację przemysłu, to w ostatecznym rozrachunku przejście to będzie stanowiło czynnik negatywnie wpływający na ceny.
Z kolei sytuacja w rynku dostaw fizycznych Europie Zachodniej w grudniu, sprzyjała perspektywom silnego popytu na energię z węgla w tym obszarze. Czynniki takie 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 gazu. 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, czyli znacznie poniżej trzyletniej średniej wynoszącej 411,1 TWh w tym samym okresie. Z kolei według danych Argusmedia, 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.
Pomimo 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 miesięczna marża elektrowni węglowej o sprawności 40 % uwzgledniająca koszt emisji CO2 wyniosła 114,17 euro/MWh, wobec analogicznej marży w przypadku jednostki gazowej o sprawności 55%, 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.
W perspektywie pierwszego i drugiego kwartału 2022 r. węgiel również pozostaje najlepszą opcją dla energetyki niemieckiej.
Powyższa informacja stanowi podsumowanie przeglądu publikacji prasowych z miesiąca grudnia 2021 r., dotyczących światowego rynku węgla.