Gazowniczy koncern dołączy do największych

Na połowę tego roku planowany jest debiut giełdowy jednego z największych polskich przedsiębiorstw - Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA (PGNiG). Pod względem wielkości przychodów i zysków spółka uplasuje się w czołówce giełdowych blue chips, a ma nawet szansę pod niektórymi względami zdystansować dotychczasowych liderów. Już w 2003 roku PGNiG notował lepsze wyniki rentowności sprzedaży niż np. PKN Orlen czy TP SA.

Równocześnie spółkę można zaliczyć do średniej wielkości europejskich koncernów gazowniczych. Giganci, tacy jak British Gas Group czy włoski ENI, są notowane na giełdach europejskich i amerykańskich. Również mniejsze z nich, tak jak brytyjska Centrica, stały się spółkami publicznymi. Inwestorzy chętnie inwestują w ich akcje, ponieważ spółki te gwarantują stabilność przychodów oraz wzrost wartości wraz z rozwijającym się rynkiem. A na to, że rynek będzie się rozwijał, wskazują prawie wszystkie publikowane prognozy. Przewidują one wzrost zapotrzebowania na gaz między innymi ze strony elektroenergetyki, która chcąc stawać się coraz bardziej przyjazna środowisku, będzie zmierzała w stronę paliwa gazowego. Według przewidywań Komisji Europejskiej, do 2030 roku aż 50% energii będzie produkowane z wykorzystaniem gazu ziemnego jako paliwa. Samo zaś zapotrzebowanie na gaz "starych" państw członkowskich UE, według prognoz Międzynarodowej Agencji Energii, ma wzrosnąć do 597 mld m3 w 2020 roku, z 386 mld m3 w 1999 roku, podczas gdy zużycie gazu wśród nowych członków ma się zwiększyć do 179 mld m3 w 2020 roku, z 76 mld m3 w 1999 roku.

Dzięki debiutowi giełdowemu PGNiG dołączy do grona europejskich spółek gazowniczych, których akcje znajdują się w publicznym obrocie. Obecność koncernów z tej branży na giełdzie nie jest regułą, choć wielu potentatów ma charakter spółek publicznych - m.in. włoski ENI czy brytyjska Centrica. Niektóre duże firmy gazownicze (np. francuski Gaz de France, duński DONG) pozostają na razie w rękach państwa.

UE będzie kupować

więcej gazu

Rynek gazowniczy UE rozwija się dzięki rosnącemu zapotrzebowaniu na gaz ziemny. Przewiduje się, że do roku 2020 popyt na ten surowiec zwiększy się o 40% w stosunku do 1997 r. W tym czasie udział gazu w ogólnym bilansie energetycznym UE ma wzrosnąć z 22 do 30%. Równocześnie Wspólnota nie jest w stanie zaspokoić rosnącego zapotrzebowania przy wykorzystaniu własnej produkcji. Stąd szacuje się, że w 2020 roku import surowca w UE będzie stanowił 70% całości zużywanego gazu wobec obecnych 50%.

Naturalnym źródłem dostaw gazu ziemnego na rynek europejski jest Rosja - największy producent tego surowca na kontynencie - która dysponuje ponad 1/4 światowych zasobów gazu. W 2003 r. Rosja wydobyła 578,6 mld m3 surowca, co stanowiło 22% globalnej produkcji. Na rynku rosyjskim - w mniejszym lub większym stopniu - zaopatruje się wiele krajów europejskich. Finlandia i Litwa całość zużywanego gazu kupują z Rosji. Czechy i Słowacja większość gazu sprowadzają także z tamtejszego rynku. Stałym klientem Rosji są też Austria, Niemcy i Francja. Podobnie jak Polska, która w 2004 r. kupiła około 5,75 mld m3 gazu z Rosji.

Produkcja innych europejskich eksporterów gazu jest dużo niższa niż rosyjska. Wielka Brytania wydobywa rocznie około 103 mld m3. Już niedługo Wielka Brytania może stać się importerem netto ze względu na bardzo dynamicznie wzrastające zapotrzebowanie na gaz na tym rynku i jednocześnie kurczące się zasoby własne. Norwegia wydobywa rocznie około 73 mld m3, a Holandia 58 mld m3. W Polsce wydobyto w 2004 r. 4,3 mld m3 gazu. Planuje się, że w najbliższych latach wydobycie ze źródeł krajowych zostanie zwiększone do 5,5-6 mld m3. Część dostaw na rynek europejski pochodzi spoza kontynentu - m.in. z Algierii, która jest największym eksporterem do Włoch. Część państw (m.in. Francja, Belgia) zaopatruje się w algierski gaz nie za pomocą rurociągów, ale w postaci skroplonej (LNG) poprzez terminale morskie.

Trójka eksporterów

Mimo że - obok Rosji - najwięcej gazu wydobywa Wielka Brytania, to zdecydowanie największymi nadwyżkami tego surowca dysponuje Norwegia. Sama zużywa tylko 6% gazu, który wydobywa. Zapotrzebowanie krajowe w 2003 r. w Norwegii wyniosło zaledwie 4,3 mld m3. Nadwyżki eksportuje więc do wielu krajów europejskich, przede wszystkim do Niemiec (34%), Francji (19%) i Wielkiej Brytanii (12%). Również Polska kupuje niewielkie ilości gazu norweskiego. Obsługą sieci gazociągów zajmuje się państwowa firma Gassco. Największym dystrybutorem jest notowany na giełdzie koncern Statoil, działający w szeroko pojętym sektorze paliwowym. Pionierem w zakresie restrukturyzacji sektora gazowniczego jest Wielka Brytania, która już w 1986 r. sprywatyzowała państwowego monopolistę British Gas. Spółka została zrestrukturyzowana i podzielona. Obecnie największym przedsiębiorstwem jest na tym rynku Centrica. W przypadku Wielkiej Brytanii 7% zużywanego gazu pochodzi z Norwegii.

Z kolei w Holandii z wydobycia krajowego pochodzi 82% zużywanego gazu. Stosunkowo niewielki import pochodzi głównie z Wielkiej Brytanii, Niemiec i Norwegii. Największym dostawcą i producentem jest państwowy koncern Nederlandse Gasunie.

Zdywersyfikowane

źródła dostaw

Większość państw europejskich nie ma jednak komfortu posiadania własnych pokaźnych zasobów gazu i dlatego zaopatruje się w ten surowiec u zagranicznych dostawców. Najwięcej gazu w Europie Zachodniej zużywa gospodarka niemiecka (nie licząc Wielkiej Brytanii). Produkcja krajowa pokrywa zaledwie 18% zapotrzebowania. Resztę sprowadza się głównie z Rosji (32%), Norwegii (26%) i Holandii (17%). Największym dystrybutorem gazu ziemnego jest E.ON Ruhrgas AG, należący do koncernu energetycznego E.ON. Udział rynkowy Ruhrgas przekracza 40%. Gazociągi posiadają także inne duże firmy: WINGAS (konsorcjum Wintershall i rosyjskiego Gazpromu) oraz działający głównie we wschodnich landach VNG-Verbundnetz Gas AG.

Francja kupuje także sporo gazu z importu, ponieważ sama ma niewielkie i ulegające wyczerpaniu złoża. Największym dostawcą jest Norwegia, poza tym import pochodzi także w zbliżonym stopniu z Algierii i Rosji (po ok. 22-23%). Część gazu płynie poza tym z Holandii (16%). Czołowym przedsiębiorstwem jest państwowy koncern Gaz de France, który w najbliższym czasie będzie prywatyzowany.

Podobnie jak Francja, praktycznie nie posiadająca własnych złóż, Hiszpania kupuje gaz z importu. Zdecydowana większość dostaw pochodzi z Afryki - z Algierii i Nigerii. 10% zapewnia Norwegia. Największym przedsiębiorstwem na rynku jest Gas Natural SDG, który stopniowo traci jednak pozycję na rzecz konkurentów (m.in. Union Fenosa Gas kontrolowany przez włoski ENI, czy też koncern energetyczny Iberdrola).

Obok produkcji własnej, stanowiącej 18% ogólnego zapotrzebowania, Włochy zaopatrują się głównie w Algierii (31%) i Rosji (26%). Mniejsze ilości gazu dostarczają Holandia i Norwegia. Wydobyciem krajowego surowca, a także importem zajmuje się koncern ENI. W 2000 r. wydzielono z niego spółkę Snam Rete Gas, która zarządza gazociągami. ENI jest jednak nadal większościowym udziałowcem SRG. Wraz z liberalizacją sektora, w ostatnich latach pojawili się konkurenci (m.in. Edison), którzy odebrali ENI ponad 20% udziałów w rynku.

Stopień zróżnicowania dostaw gazu do Polski jest coraz większy i nie różni się praktycznie od stopnia zróżnicowania w największych krajach Europy Zachodniej nie będących eksporterami netto. W Polsce zwiększył się import gazu z kierunku ukraińskiego (z Uzbekistanu, Kazachstanu oraz Turkmenistanu), który stanowi już około 20% zużywanego gazu. Udział gazu rosyjskiego w ogólnym zużyciu gazu w Polsce wynosi obecnie 42%, podczas gdy wydobycie własne stanowi 32% konsumowanego gazu. 6% zapotrzebowania na gaz pokrywa import z Niemiec i Norwegii. Dużym atutem PGNiG SA, stawiającym polską firmę w lepszej sytuacji niż koncerny europejskie, są spore, biorąc pod uwagę zużycie, zasoby gazu (ok. 115 mld m3) oraz prawie 100-proc. udział w rynku. Agencje ratingowe nie widzą na razie dużego ryzyka utraty rynku. Tym bardziej że ceny gazu w Polsce są dużo niższe, a tym samym bardziej konkurencyjne od cen gazu w Europie Zachodniej. Ponadto sytuacja finansowa PGNiG SA i całej grupy kapitałowej jest z roku na rok coraz lepsza.

Wyniki na poziomie

europejskim

W 2003 r. grupa kapitałowa PGNiG miała przychody ze sprzedaży w wysokości 10,2 mld zł i zysk netto na poziomie 677 mln zł. Wstępne szacunki wskazują, że samo PGNiG SA w 2004 r. osiągnie zysk netto w wysokości 862 mln zł oraz 1,25 mld zł brutto. Pod względem skali sprzedaży spółka należy do średniej wielkości europejskich koncernów. Porównywalna jest np. z duńskim DONG czy belgijskim Distrigaz, ale jest zdecydowanie mniejsza niż giganci, tacy jak włoski ENI, brytyjska Centrica, francuski GdF czy niemiecki E.ON Ruhrgas. To w dużym stopniu pochodna różnic w zapotrzebowaniu na gaz ziemny w poszczególnych krajach.

Według danych Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa, w 2004 roku sprzedaż gazu w Polsce zwiększyła się do 13,1 mld m3 wobec 12,5 mld m3 w 2003 r. Przyczyną wzrostu sprzedaży było zwiększone zapotrzebowanie ze strony przemysłu chemicznego. Tymczasem, według wstępnych danych europejskiej organizacji Eurogas, Wielka Brytania zużyła w 2003 roku 95,3 mld m3 gazu zwiększając tę liczbę do 98,3 mld m3 w 2004 r. Konsumpcja w Niemczech wyniosła w 2003 roku 88,7 mld m3, aby rosnąć dalej do 89,7 mld m3. w 2004 roku. Kraje te stanowią największe rynki. Polska z pewnością ich nie prześcignie, jednak krajowy rynek gazowy ma bardzo duży potencjał rozwoju, biorąc pod uwagę niskie obecnie zużycie gazu ziemnego. Wraz z rozwojem gospodarczym oraz wzrastającymi wymogami dotyczącymi ochrony środowiska gaz powinien stawać się coraz bardziej popularnym nośnikiem energii. Tym bardziej że jego ceny wciąż są niższe niż w "starych" krajach Unii Europejskiej. Dzieje się tak głównie dzięki własnym zasobom, które, choć niewielkie w skali świata, w skali Polski znacznie poprawiają relacje cenowe, jak i wskaźniki finansowe samego PGNiG. Według danych z końca 2004 roku, możliwe do wydobycia zasoby gazu wynosiły 115 mld m3. PGNiG planuje zwiększanie krajowego wydobycia do około 5,5 mld m3 w 2007 roku z 4,3 mld m3 na koniec 2004 roku.

Rentowność PGNiG nie odbiega zbytnio od przeciętnej zyskowności głównych europejskich koncernów gazowych. Pod względem wskaźnika rentowności sprzedaży wyniki polskiej spółki są porównywalne z większością przedsiębiorstw, choć ponadprzeciętne wyniki firm włoskich czy też hiszpańskiego Gas Natural sugerują, że w tym zakresie może być jeszcze miejsce na poprawę. W 2003 r. PGNiG nieźle prezentowało się pod względem marży operacyjnej (17%). Tutaj wyniki były lepsze niż w przypadku większości europejskich gigantów.

Należy pamiętać, że przede wszystkim z uwagi na dyrektywę gazową Unii Europejskiej konieczne jest wyłączenie z grupy kapitałowej spółki PGNiG Przesył (patrz ramka). Według rządowego programu restrukturyzacji i prywatyzacji spółki, Skarb Państwa, który ma stać się właścicielem gazociągów, odkupi ten majątek.

PGNiG będzie bez wątpienia jedną z największych spółek notowanych na warszawskiej giełdzie. Wśród firm wchodzących obecnie w skład indeksu WIG20, tylko dwie - PKN Orlen i Telekomunikacja Polska - miały w 2003 r. przychody ze sprzedaży większe niż gazowy koncern. Pod względem wielkości zysku netto grupa PGNiG była z kolei na szóstym miejscu. Zarówno sprzedaż, jak i wynik netto koncernu stanowiły w 2003 r. 12,5% zsumowanych rezultatów wszystkich spółek wchodzących obecnie w skład WIG20.

Spółkę czekają zmiany

Debiut giełdowy PGNiG jest planowany na koniec pierwszego półrocza. Środki pochodzące z nowej emisji akcji mają być przeznaczone na inwestycje, m.in. w wydobycie gazu oraz budowę podziemnych magazynów tego surowca. To pozwoli firmie na rozwinięcie nowego wachlarza usług i bardziej elastyczne prowadzenie biznesu. W ciągu 6 miesięcy od debiutu giełdowego Skarb Państwa ma sprzedać na parkiecie mniejszościowy udział w PGNiG. Wtedy akcje otrzymają także uprawnieni obecni i byli pracownicy spółki.