Większość firm ograniczy import gazu z zagranicy

Spółkom nie opłaca się już samodzielnie sprowadzać błękitnego paliwa ze względu na przepisy o zapasach obowiązkowych i związane z tym koszty. Zyskać może przede wszystkim grupa PGNiG.

O tym, że zmniejszy się import błękitnego paliwa z zagranicy na własne potrzeby firm, przekonany jest Unimot, grupa specjalizująca się w handlu paliwami płynnymi, prądem i gazem. Powodem będzie konieczność tworzenia zapasów, która obejmie większość firm począwszy od jesieni tego roku. – Spowoduje to znaczny wzrost kosztów pozyskania błękitnego paliwa (o około 3 zł za 1 MWh), przez co niektóre podmioty gospodarcze zdecydują się na wycofanie z importu gazu z zagranicy – mówi Mariusz Kuskowski, prezes Energogas, spółki z grupy Unimotu.

Jego zdaniem obecne przepisy umożliwiają magazynowanie gazu w krajach UE, jednak system przesyłowy w Polsce nie jest dostosowany do takich rozwiązań. To z kolei wymusza na firmach tworzenie zapasów jedynie w krajowych magazynach, których możliwości są ograniczone. Ponadto koszty magazynowania w Polsce są wyższe niż w innych państwach UE.

Foto: GG Parkiet

Kuskowski zauważa, że wielkość zapasu obowiązkowego będzie ustalana na podstawie średniej ilości importowanego surowca z 30 dni przez okres pierwszego półrocza. – Stąd też przypuszczenia, że zmniejszenie wolumenu importowanego gazu powinno nastąpić już od 1 stycznia tego roku – uważa Kuskowski. W ocenie spółki spadek importu będzie dotyczył nie tylko firm importujących na potrzeby własne, ale wszystkich podmiotów, które do tej pory importowały błękitne paliwo.

Kuskowski twierdzi, że w przypadku zmniejszenia ilości gazu importowanego z zagranicy na pewno wzrośnie zapotrzebowanie na to paliwo w kraju, czyli na TGE. Trudno jednak stwierdzić, czy te zmiany już nastąpiły, ponieważ wzrost zapotrzebowania na gaz przez pierwsze cztery miesiące tego roku był spowodowany w znacznym stopniu niskimi temperaturami.

Azoty i Orlen związały się z PGNiG

Foto: GG Parkiet

W tym roku Grupa Azoty, koncern, który zużywa najwięcej gazu w Polsce, przewiduje spadek importu surowca na potrzeby własne. Decyzje o jego ograniczeniu podjęto z początkiem roku, mimo że nieznane były jeszcze rzeczywiste koszty magazynowania błękitnego paliwa czy usługi biletowej (umożliwia spełnienie nowych wymogów dotyczących magazynowania). – Nasze spółki zarówno importują gaz, jak i kupują go na TGE. W ubiegłym roku z tych źródeł pochodziło około 30 proc. naszego zużycia. W tym roku może to być nawet o połowę mniej – mówi Artur Dziekański, rzecznik prasowy Grupy Azoty. Dodaje, że dla koncernu decydującymi o wolumenie nabywanego surowca czynnikami są: łączny koszt zakupu (obejmujący wszystkie składniki, czyli cenę, przesył i koszty magazynowania) oraz gwarancja dostaw.

Grupa Azoty gaz zużywa przez cały rok, na stałym, wysokim poziomie. Dla koncernu nie jest on nośnikiem energii, a surowcem. Cena najważniejszych produktów istotnie zależy od ceny gazu, na którą wpłynie również ustawa o zapasach obowiązkowych. Spółki należące do Grupy Azoty będą zobowiązane do utrzymywania zapasów obowiązkowych. – Aktualnie analizujemy możliwości i oferty dotyczące magazynowania. Ostateczne decyzje w tym zakresie będziemy podejmować na przełomie czerwca i lipca 2017 roku – twierdzi Dziekański.

W ocenie PKN Orlen bezpośredni import i zakupy gazu na TGE przez duże podmioty mogą zostać ograniczone. Koncern przypomina, że w 2016 r. najwięksi odbiorcy błękitnego paliwa w Polsce, czyli grupy, na czele których stoją PKN Orlen, Grupa Azoty i PGE, związali się z PGNiG wieloletnimi kontraktami. W efekcie nie będą zainteresowani szukaniem alternatywnych źródeł dostaw.

PKN Orlen ma zawarty z PGNiG pięcioletni kontrakt, obowiązujący do 30 września 2021 r. Przekonuje, że ma w nim zagwarantowane bezpieczeństwo dostaw i atrakcyjną cenę. – Niezależnie od niego, dokonujemy bieżącej analizy otoczenia rynkowego i regulacyjnego w poszukiwaniu nowych, potencjalnych możliwości zakupowych na rynkach: krajowym (TGE, OTC), jak również zagranicznych (w tym LNG) – informuje biuro prasowe PKN Orlen. Dodaje, że podstawowymi kryteriami zakupu gazu przez koncern są ekonomika i bezpieczeństwo dostaw. Na tej podstawie, mając na względzie zróżnicowaną charakterystykę odbiorów w grupie (rafinerie, zakłady azotowe, elektrociepłownie gazowe), koncern podejmuje decyzje o wyborze źródła dostaw.

– PKN Orlen od rozpoczęcia procesu liberalizacji rynku gazu był jego orędownikiem i aktywnie działał na rzecz jego rozwoju – twierdzi płocki koncern. Obecnie monitoruje i analizuje wpływ zmian regulacyjnych na rynek gazu w Polsce.

Podwójna rola energetyki

Na polskim rynku gazu w podwójnej roli często działają firmy z branży energetycznej. Z jednej strony kupują błękitne paliwo na własne potrzeby, gdyż służy im ono do zasilania bloków energetycznych, a z drugiej prowadzą nim aktywny handel i realizują dostawy do innych końcowych odbiorców. Według Tauronu wolumen gazu importowanego przez firmy na własne potrzeby ulegnie istotnemu zmniejszeniu. Wpływ na to będą miały przepisy dotyczące tworzenia zapasów i realizowana sprzedaż gazu przez dominujący podmiot, czyli PGNiG.

Grupa Tauron jest aktywnym uczestnikiem europejskiego rynku gazu, zarówno na giełdach, jak i na rynkach pozagiełdowych. – Wolumen przywozu gazu w ubiegłym roku na potrzeby własne i celem dalszej odsprzedaży spełniał warunki zwolnienia z obowiązku utrzymywania zapasów obowiązkowych gazu ziemnego – mówi Daniel Iwan z zespołu komunikacji zewnętrznej i PR w Tauronie. Dodaje, że w tym roku i w latach następnych wielkość przywozu będzie zdeterminowana przez koszt wynikający z obowiązku utrzymywania zapasów gazu. – Obecnie dostępność magazynów fizycznych, jak i koszt obowiązkowego utrzymywania zapasów obowiązkowych na rynku polskim – czy to w magazynach fizycznych, czy w ofercie biletowej – jest nieatrakcyjny i odbiega znacznie od poziomu cen na rynkach ościennych. W związku z tym dalszy przywóz gazu z zagranicy będzie zależał od analizy ekonomicznej tego przedsięwzięcia – twierdzi Iwan.

Według Tauronu przepisy o zapasach obowiązkowych gazu nie powinny przyczyniać się do ograniczenia liczby podmiotów dokonujących przywozu gazu, ani stanowić bariery dla importu gazu z zagranicy, w tym na potrzeby własne i do dalszej odsprzedaży. Powinny za to koncentrować się na realizacji bezpieczeństwa i dywersyfikacji dostaw surowca. – Ponadto ważnym zagadnieniem, które powinno także ulec zmianie, jest umożliwienie wyjścia z obszaru importu gazu dla podmiotów zajmujących się tą działalnością bez konieczności ponoszenia dodatkowych kosztów wynikających z importu w przyszłości, czyli de facto w chwili, kiedy działalność ta nie jest już przez nich prowadzona – uważa Iwan.

Aktywna polityka sprzedażowa

PGNiG nie przewiduje znaczącej obniżki importu błękitnego paliwa przez największych odbiorców w kraju. – Obserwujemy zainteresowanie aukcjami organizowanymi przez OGP Gaz-System na moce importowe. Zakładamy, że dzięki ostatnim sukcesom sprzedażowym w postaci nowych kontraktów z odbiorcami strategicznymi można się spodziewać częściowego wzrostu wolumenu kupowanego od PGNiG przez dużych odbiorców – informuje departament public relations spółki.

W jego ocenie przepisy dotyczące tworzenia zapasów obowiązkowych gazu nie będą przyczyniać się do spadku wolumenu surowca importowanego przez firmy na własne potrzeby. Przedstawiciele koncernu zauważają, że już dziś jest duże zainteresowanie usługą biletową zarówno w nadchodzącym roku, jak i w kolejnych latach gazowych (rozpoczynają się 1 października). W efekcie nie powinno dojść do znaczącego spadku importu gazu, czy też zmniejszenia liczby podmiotów zainteresowanych importem gazu do Polski.

– Zapotrzebowanie na gaz w Polsce jest przede wszystkim wypadkową ogólnej konsumpcji paliwa na użytek własny odbiorców przemysłowych oraz konsumentów. Z tego względu na poziom zapotrzebowania w sposób istotny wpływają głównie duże inwestycje w energetykę opartą o turbiny gazowe – przekonuje PGNiG. Jako przykład podaje Elektrociepłownię w Toruniu, do której gazowniczy koncern będzie dostarczał błękitne paliwo do końca 2019 r. Inny przykład to inwestycje w przemyśle oparte o zasilanie gazowe oraz prowadzone przez zależną firmę PSG projekty gazyfikacji kolejnych obszarów Polski.

PGNiG zapewnia, że prowadzi aktywną politykę sprzedażową opartą na rynkowych mechanizmach cenowych oraz elastycznych zapisach kontraktowych dostosowanych do indywidualnych potrzeb odbiorców, co spotyka się z pozytywnym odbiorem. Wymiernym rezultatem tych działań ma być chociażby 17-proc. wzrost sprzedaży surowca do końcowych odbiorców oraz spółek obrotu odnotowany w I kwartale tego roku w stosunku do podobnego okresu 2016 r. PGNiG uważa, że przy ewentualnej nowelizacji ustawy o zapasach rozważyć można pomysł zniesienia niektórych typów ograniczeń administracyjnych dla świadczenia usługi biletowej, np. poprzez umożliwienie świadczenia usługi w odniesieniu do niepełnego roku gazowego.

[email protected]

Początek roku przyniósł Grupie Azoty wzrost przychodów i spadek zysków. To efekt utrzymywania się niskich cen zbóż i mniejszej skłonności do kupowania nawozów. Mimo to rosnące ceny surowców i wyższe koszty produkcji powinny stymulować wzrost cen środków do produkcji rolnej.

Według zarządu PKN Orlen w tym roku przychody grupy mogą powtórnie przekroczyć 100 mld zł. Ostatnio tę granicę pokonały w 2014 r. Kluczowe znaczenie będzie miała cena ropy. Dobre perspektywy zachęcają firmę do dużych inwestycji. W tym roku planowane są na rekordowym poziomie 5,5 mld zł.

Udany początek roku miała grupa Tauron. To w dużej mierze efekt rozwiązania rezerwy związanej z projektem budowy bloku gazowo-parowego w Stalowej Woli oraz przychodów finansowych. W kolejnych kwartałach nie należy się spodziewać wystąpienia tak istotnych zdarzeń jednorazowych

Mocny wzrost zysków zanotowała w I kwartale grupa PGNiG. To efekt dobrych rezultatów osiągniętych w segmencie poszukiwawczo-wydobywczym. Koncernowi pomagały wysokie ceny ropy i gazu oraz dość niskie koszty eksploatacji złóż. Kolejne kwartały mogą być równie udane.