Wykładowca akademicki, opisuje rynki finansowe, zmiany na rynku fintechów i startupów
(©Envato)
Mimo rosnącego znaczenia usług w europejskich gospodarkach przemysł w wielu z nich wciąż odgrywa istotną rolę, odpowiadając średnio za 23,7 proc. wartości PKB. Według kalkulacji Banku Światowego w 2023 r. najwyższy udział miał przemysł wraz z sektorem budowlanym w Irlandii (37,6 proc.), Słowacji (32,7), Czechach (30,2). Wśród dużych gospodarek wyróżniała się Polska (28,7 proc.) i Niemcy (28,2 proc.). Od kilku lat mamy jednak do czynienia z kurczeniem się europejskiej bazy przemysłowej. Dotyczy to też zatrudnienia. Europejskie Stowarzyszenie Związków Zawodowych (SETU) podało, że w 2023 r. przemysł przetwórczy i budownictwo odpowiadały w UE za zatrudnienie 45 mln osób. To o prawie 900 tys. mniej miejsc pracy niż w 2019 r. Najwięcej zniknęło ich w Polsce (278 tys.), Czechach (161 tys.), Rumunii (144 tys.) i Niemczech (129 tys.).
Niska konkurencyjność
Sytuacja ta w największym stopniu dotyczyła branż energochłonnych (EII), do których zalicza się: przemysł chemiczny, stalowy, papierniczy i tworzyw sztucznych, górnictwo i wydobycie surowców, w tym metali nieżelaznych, przemysł rafineryjny, cementowy oraz ceramiczny. W 2023 r. mimo wzrostu całkowitej produkcji przemysłu przetwórczego w stosunku do 2021 r. o 3 proc., produkcja energochłonnego przemysłu w UE spadła aż o 14 proc. Według analizy firmy konsultingowej BCG przygotowanej dla forum Europejski Okrągły Stół dla Przemysłu (ERT), EII odgrywają kluczową rolę w gospodarce europejskiej, tworząc miejsca pracy i zwiększając PKB. Zatrudniały one w 2021 r. ponad 18 mln osób, generując około 3,2 bln euro wartości dodanej, co przekładało się na około jedną piątą europejskiego PKB. Branże te inwestują również znacząco w badania i rozwój – w 2022 r. około 200 mld euro. Są także istotne dla uniknięcia zależności strategicznych w kluczowych gałęziach przemysłu w Europie.
Zobacz również:
Magazynowanie a optymalizacja wykorzystania energii odnawialnej
Branże EII stają się jednak coraz mniej konkurencyjne, a zagraniczne inwestycje spadają, gdy w USA w latach 2017–2022 wzrosły o 10 proc. Import wyrobów EII staje się natomiast bardziej konkurencyjny niż lokalna ich produkcja. Jej koszty wraz kosztami eksportu produktów do państw UE są dla wielu europejskich producentów, np. cementu, stali czy aluminium, wyższe niż u ich konkurentów spoza UE. Wyniki analizy Europejskiego Banku Centralnego wskazują, że spadek eksportu strefy euro w 2022 r. był najbardziej widoczny w przypadku branży metalowej (18 proc.) i chemicznej (14 proc.). Z kolei aluminium importowane z Chin, wliczając koszt transportu do Europy, może być oferowane nawet (w zależności od kursu euro i cen frachtu) po cenie o 18 proc. niższej niż aluminium produkowane lokalnie. Stąd import produktów EII wzrasta, a w ciągu kilku lat stal amerykańska może się stać tańsza od europejskiej.
Trendy te odpowiadają za pogorszenie się europejskiego bilansu handlowego wyrobów EII o ponad 100 mld euro od 2017 r. Tym samym słabnie znaczenie europejskich firm na świecie. Można stwierdzić, że w takich branżach, jak aluminium, rafinacja, produkcja stali i amoniaku deindustrializacja ma już miejsce. Udział Europy w światowej produkcji aluminium spadł z 30 proc. w 2000 r. do 5 proc. w 2022 r. Oznacza to, że kraje UE straciły 2/3 swojej pierwotnej produkcji aluminium od 2008 r., a 70 proc. zdolności produkcyjnej amoniaku niezbędnego do produkcji nawozów sztucznych i materiałów wybuchowych zostało utracone w okresie szczytowych cen energii w 2022 r. Niższa skala produkcji negatywnie odbiła się z kolei na produktywności w tych branżach.
Presja kosztów energii
Perspektywy utrzymania, nie mówiąc już o wzroście konkurencyjności europejskich energochłonnych branż niestety nie rysują się optymistycznie. Wyzwaniem będą presje kosztowe, za które odpowiadać będą cztery kluczowe czynniki:
Obecnie kluczowe znaczenie dla konkurencyjności energochłonnych branż mają dwa pierwsze czynniki. Pozostałe będą nabierać znaczenia wraz z upływem czasu, gdy kosztami emisji objęte zostaną kolejne sektory przemysłu i będzie narastać presja uruchamiania zielonych technologii.
Hurtowe ceny energii elektrycznej w Unii Europejskiej spadały w latach 2023 i 2024 po gwałtownym wzroście od czasu wybuchu wojny w Ukrainie, kiedy we Włoszech odnotowano europejski rekord – 540 euro za megawatogodzinę (MWh). Są one jednak nadal wysokie i bardzo zróżnicowane. Jest to w dużej mierze pochodną udziału energii niskoemisyjnej (atom) lub zeroemisyjnej (słońce, wiatr, woda) w miksie energetycznym poszczególnych krajów. Według danych firmy analitycznej Ember średnie miesięczne ceny energii w lipcu 2024 r. wyglądały następująco: Grecja – 135 euro/MWh, Włochy – 112 euro/MWh, Węgry – 75 euro/MWh, Hiszpania – 72 euro/MWh, Niemcy – 68 euro/MWh, Francja – 47 euro/MWh, Szwecja – 21 euro za megawatogodzinę. Ceny w Polsce, gdzie paliwa kopalne odpowiadają za 60 proc. generowanej energii oscylowały wokół 85 euro. Oznacza to, że należą do najwyższych w Europie. Według zaś danych Polityki Insight, średnia cena hurtowa w okresie pierwszych siedmiu miesięcy 2024 r. wyniosła 90 euro za MWh. To trzecia najwyższa wartość po Irlandii (99 euro) i Włoszech (95 euro). Polskie ceny były zarazem prawie trzy razy wyższe od osiągniętych w Norwegii i Szwecji.
Zobacz również:
„Efekt Brukseli” a konkurencyjność gospodarek UE
Dla krajów o dużym znaczeniu przemysłu dla PKB, w tym przemysłu energochłonnego, gdzie udział energii w końcowych kosztach jest kilkukrotnie wyższy niż dla przemysłu w ogóle, wysokie koszty energii oznaczają utratę konkurencyjności przekładającą się na spadek eksportu i wyjście z inwestycji przez inwestorów zagranicznych. A trzeba zaznaczyć, że średnie hurtowe koszty energii w USA w 2024 r. wyniosły 30 dol./MWh, tj. 15 proc. mniej niż w 2023 r., za co odpowiadały niskie ceny gazu, a w Chinach były nawet trzy razy niższe, choć prawdopodobnie były dotowane przez państwo. Warto jednak zaznaczyć, że udział energii odnawialnej w chińskim miksie energetycznym przekracza już 34 proc. i jest wyższy niż w Polsce. Badanie konfederacji europejskiego biznesu BusinessEurope wskazuje, że nawet przy kontrolowanej i wspierającej polityce energetycznej UE wobec przemysłu do 2050 r. koszty energii w Europie byłyby co najmniej o połowę wyższe niż w USA, Chinach i Indiach. Zadaniem polityki energetycznej powinno być przedsięwzięcie działań (środki kompensacyjne) niwelujących tę lukę bez ryzyka deindustrializacji, jednak przy założeniu możliwości osiągnięcia neutralności klimatycznej do połowy wieku.
Analiza BusinessEurope wykazała, że gdy odnawialne źródła energii będą rozwijane w najmniej kosztownych lokalizacjach, a przeszkody na drodze do ich rozwoju zostałyby zniesione, hurtowe ceny energii elektrycznej mogą zostać obniżone o prawie 40 proc. W takim scenariuszu wsparcia rozwoju OZE ceny hurtowe utrzymywałyby się na poziomie około 65 euro/MWh około 2040 r. Warto przypomnieć, że cel UE to 42,5 proc. energii z OZE w 2030 r., a uwzględniając energię wodną i biopaliwa to nawet 65 proc. Da to branżom energochłonnym, które obecnie odpowiadają za 18 proc. konsumpcji energii w UE, znacznie lepszy dostęp do tańszej energii, choć to nie wystarczy do utrzymania ich międzynarodowej konkurencyjności.
Dostęp do zielonych technologii przemysłowych ma być natomiast ułatwiony dzięki przyjęciu w 2024 r. przez Parlament Europejski ustawy o zielonym przemyśle (Net Zero Industry Act). Ten bodziec to reakcja na amerykańską ustawą Inflation Reduction Act, która zapewniła preferencje dla inwestycji w zielony przemysł. NZIA dzięki wsparciu inwestycji ma spowodować istotny wzrost UE w globalnym rynku tych technologii do 15 proc. w 2040 r.
Rosnące koszty emisji
Istotnym obciążeniem kosztów przemysłów energochłonnych są opłaty za emisje CO2. Sektory EII odpowiadają, według danych organizacji ERT, aż za 22 proc. całkowitych emisji gazów cieplarnianych w Europie – 736 mln ton rocznie. Firmy energetyczne i przemysłowe mogą korzystać ze zdefiniowanych uprawnień do emisji i nabywać je na aukcjach od innych podmiotów. Przydziały uprawnień do emisji maleją jednak z roku na rok, co ma wywierać presję na dekarbonizację procesów produkcyjnych. Do końca 2023 r. unijny system ETS spowodował redukcję emisji firm energochłonnych o 47 proc. w stosunku do 2005 r. Pod koniec dekady przewidywane koszty emisji to 130–140 euro za tonę CO2, co ma wynikać z malejących kwot uprawnień i niewystarczającej podaży czystej energii. Warto zwrócić uwagę, że UE jest w tej chwili jedynym regionem na świecie ze znaczącą ceną CO2. W innych państwach, takich jak USA ma ona ograniczone zastosowanie, gdy w Chinach ceny są znacznie niższe niż w Europie.
Aby wyrównać szanse konkurencyjne firm w UE ponoszących koszty emisji i dekarbonizacji ich procesów produkcyjnych (a to koszt 1,7 bln euro) ustanowiono mechanizm kompensacyjny – węglowy graniczny podatek wyrównawczy (CBAM). Został on w formie przejściowej uruchomiony w październiku 2023 r. Sprowadza się na razie do konieczności raportowania przez importerów produktów energochłonnych śladu węglowego sprowadzanych przez nich towarów. Wyrównawcze zobowiązania podatkowe mają wejść w życie z początkiem 2026 r., stwarzając podobne warunki konkurencji wysokoemisyjnych towarów z importu i lokalnej produkcji. To rozwiązanie ma jednak istotne luki. Dotyczy bowiem tylko emisji bezpośrednich związanych z produkcją importowanych dóbr, gdyż nie uwzględnia emisji w całym łańcuchu ich wartości (emisje pośrednie). To może prowadzić do prób obejścia CBAM poprzez import półproduktów, które będą wykazywać mniejszą emisyjność (np. złom stalowy i aluminiowy). Jak wskazywał raport, dotyczący europejskiej konkurencyjności, przygotowany pod kierownictwem Maria Draghiego, sukces CBAM jest niepewny, ponieważ rozwiązanie to jest złożone pod względem struktury, a jego wdrażanie, leżące w gestii poszczególnych państw UE, może się okazać fragmentaryczne i wymaga solidnej współpracy międzynarodowej.
Zobacz również:
Analiza spowolnienia gospodarczego w strefie euro
CBAM nie może też wyrównać szans firm z UE w eksporcie, czyli na rynkach międzynarodowych. Tu mogłyby pomóc subsydia, ale państwa importujące mogą wprowadzić środki retorsyjne. Poza tym subsydia mogłyby się okazać niezgodne z zasadami Światowej Organizacji Handlu. Subsydiowanie przedsiębiorstw w UE związane było z szokiem energetycznym po wybuchu wojny w Ukrainie, a w ramach dozwolonej pomocy państwa udzielono do tej pory subsydiów w kwocie ponad 670 mld euro, z czego ponad 50 proc. otrzymały firmy niemieckie. Niektóre z tych środków pomocowych obowiązywały jeszcze w 2024 r. W okresie transformacji energetycznej pewien poziom subsydiów może zostać usprawiedliwiony wyższymi kosztami niskoemisyjnych technologii, ale niejasnym pozostaje to, czy można jednocześnie je stosować z CBAM. Poza tym – na co zwraca uwagę analiza think tanku Bruegel – firmy energochłonne zazwyczaj wytwarzają niższą wartość dodaną na jednostkę zużycia energii elektrycznej. Mają też mniejsze zatrudnienie. Dlatego każda interwencja, która zwiększa zużycie energii elektrycznej przez takie firmy powoduje przesunięcie jej zużycia w stronę takich, które przekształcają energię elektryczną w energię o niższej wartości dodanej, co potencjalnie spowalnia wzrost gospodarczy. A to powodowałoby negatywny efekt domina w innych sektorach gospodarki.
Środki zaradcze
Aby zapewnić wystarczającą podaż niskoemisyjnej energii dla przemysłów energochłonnych na drodze do ich dekarbonizacji, konieczne jest rozwinięcie jej produkcji opartej na paliwie wodorowym. Z tym jednak także jest problem, bo jego produkcja w UE wymagałaby również stosowania odnawialnych źródeł energii. Bez środków ochronnych w postaci CBAM unijny wodór będzie trzy razy droższy niż produkcja szarego wodoru (z użyciem gazu ziemnego) w USA i w Chinach. Oznacza to na przykład, że zielona stal produkowana w Europie z użyciem wodoru jako głównego źródła energii będzie kosztować o jedną piątą więcej niż stal produkowana w USA z użyciem tej samej technologii. Paliwo w UE może być także dwa razy droższe, gdyby producenci chińscy bazowali na zielonym amoniaku, czyli bez wykorzystania paliw kopalnych – wynika z kalkulacji Business Europe. Można by go importować, a to jednak otwiera nowy kanał zależności UE od Pekinu. Potencjalna luka w dostawach H2 określana jest na przynajmniej 3 mln ton rocznie od 2030 r. Odpowiada to około 15 tys. ładunków wodoru z tankowców o pojemności 200 ton.
Europejskie przemysłowe branże energochłonne znalazły się zatem w swoistej pułapce. Z powodu niedostatecznej podaży energii odnawialnej, w tym wodoru, ich dekarbonizacja może się opóźniać, a to oznacza wyższe ceny, również za sprawą kosztów emisji CO2, niż w przypadku ich globalnych konkurentów. Raport Draghiego zawierał pakiet 10 rekomendacji działań, które z jednej strony mają wspierać branże energochłonne na ich drodze do dekarbonizacji, z drugiej zaś strony wyrównywać szanse wobec międzynarodowej konkurencji. Należą do nich m.in.:
Mankamentem tych rekomendacji jest przede wszystkim to, że wymagają one czasu i uzgodnień, nie mówiąc już o potrzebnych dodatkowych i niebagatelnych środkach finansowych. Poza tym trudno ocenić w jakim stopniu ich realizacja przełoży się na konkurencyjność kluczowych przemysłów. Istotne jest jednak to, że wyzwania w tym zakresie umieszczone zostały w centrum agendy działań UE.
