W najbliższych miesiącach ceny gazu pozostaną na niskich poziomach

Według giełdowych analityków obecna sytuacja szczególnie korzystna jest dla Grupy Azoty. Zyskuje też Ciech i inni duzi odbiorcy błękitnego paliwa. Mocno traci za to grupa PGNiG zarówno w segmencie wydobycia, jak i obrotu.

Od jesieni ubiegłego roku ceny gazu w Polsce i całej Europie systematycznie spadają. Lokalny szczyt na poziomie ponad 130 zł za 1MWh (megawatogodzina) osiągnęły na Towarowej Giełdzie Energii pod koniec września ubiegłego roku. W styczniu kurs błękitnego paliwa spadł na trwałe poniżej 100 zł. Na początku marca utrzymywał się powyżej 80 zł, a w maju kupowano surowiec już nawet po cenach wynoszących mniej niż 60 zł. Wreszcie kilka dni temu kosztował najmniej od kilku lat, bo 46,27 zł.

– Tak długo utrzymujące się niskie ceny gazu mogą być dla rynku pewnym zaskoczeniem – mówi Michał Kozak, analityk Trigon Domu Maklerskiego. Jego zdaniem taka sytuacja nie będzie jednak długo trwała. Oczekuje odbicia w IV kwartale. Nie przyczyni się ono jednak do powrotu do cen z 2018 r. To głównie następstwo dużego eksportu stosunkowo taniego gazu LNG z USA do Europy i mniejszego reeksportu surowca na Dalekim Wschodzie.

Zyskowne nawozy

– Tani gaz ma przede wszystkim pozytywny wpływ na wyniki finansowe osiągane przez Grupę Azoty. Rynek jednak tego nie dyskontuje w pełni, gdyż boi się negatywnych skutków realizacji przez koncern wielomiliardowego projektu Polimery Police – twierdzi Kozak. Z ostatnich informacji wynika, że całkowity szacowany budżet petrochemicznej inwestycji wyniesie około 1,5 mld euro (6,5 mld zł). Rozpoczęcie prac ziemnych i budowlanych ma nastąpić w I kwartale 2020 r., a zakończenie całej inwestycji planowane jest na 2022 r.

Według Kozaka nawozowa firma wysokie zyski powinna uzyskać zarówno w II, jak i III kwartale. Zakłada, że będą one znacznie lepsze niż rok temu głównie dlatego, że wówczas sytuacja na rynku surowcowym była diametralnie różna.

– Według naszych szacunków w II kwartale Grupa Azoty powinna wypracować 320–330 mln zł wyniku EBITDA wobec 126 mln zł rok temu. Do poprawy wyników przyczynia się z jednej strony niski koszt gazu ziemnego, a z drugiej dwucyfrowe podwyżki cen nawozów sztucznych przeprowadzone przez koncern w I kwartale – wskazuje z kolei Krystian Brymora, analityk DM BDM. Dodaje, że rok temu nie dość, że ceny błękitnego paliwa były wysokie, to jeszcze spółka miała problem z przerzuceniem rosnących kosztów na finalnych odbiorców. Teraz sytuacja się odwróciła. Podobne trendy powinny panować w III kwartale, choć należy pamiętać że sezonowo to najsłabszy okres, poświęcony na postoje remontowe. Dopiero końcówka roku może przynieść ewentualne zmiany na rynku gazu, za sprawą sezonowego wzrostu popytu na ten surowiec związanego z okresem zimowym.

Istotne oszczędności

– Niski kurs gazu ma też pewien wpływ na wyniki Ciechu. Pomaga je poprawić w Niemczech, gdzie grupa ma zakłady korzystające w dużej mierze z błękitnego paliwa – uważa Kozak. Konkurencyjne europejskie firmy przy produkcji sody korzystają głównie z pary wytwarzanej w oparciu o gaz.

Ceny gazu ziemnego na Towarowej Giełdzie Energii są najniższe od kilku lat. W czerwcu spadały nawet poniżej 50 zł za 1 MWh (megawatogodzina). Dla porównania rok temu oscylowały w pobliżu 100 zł, a dwa lata temu mieściły się w przedziale 60–74 zł. Ostatnie zniżki to przede wszystkim rezultat sytuacji panującej na największych europejskich giełdach towarowych. Notowania gazu na TGE od dłuższego czasu skorelowane są zwłaszcza z notowaniami tego surowca na niemieckim rynku Gaspool, a tam za każdą MWh płaci się ostatnio około 11 euro. Podobnie jest również na innych rynkach, szczególnie na holenderskiej giełdzie TTF, która z kolei jest wyznacznikiem dla notowań błękitnego paliwa na rynku Gaspool. TRF

GG Parkiet

– W efekcie Ciechowi może być w przyszłym roku trudno uzasadniać dalsze istotne podwyżki cen sody. Z drugiej strony popyt na nią cały czas jest dość duży, a brak inwestycji po stronie podaży w Europie powinien być kluczowym czynnikiem decydującym o kontraktacji – mówi Kozak.

Rynek gazu w Polsce od wielu lat rośnie. Według danych BP barierę 10 mld m sześc. zużycia przekroczyliśmy w 1995 r., a 15 mld m sześc. w 2008 r. W ubiegłym roku było to już 19,7 mld m sześc., co oznaczało wzrost o 2,9 proc. w stosunku do 2017 r. Dane te obejmują nominalne wartości zarówno surowca wysokometanowego, jak i zaazotowanego, dlatego konsumpcja według BP jest większa niż podawana przez krajowe instytucje. Gaz-System przewiduje, że w ciągu 10 lat zapotrzebowanie na przesył gazu w Polsce wzrośnie w przedziale 2,9–8,4 mld m sześc. rocznie. Do zwiększenia popytu mają się przyczynić głównie nowe elektrociepłownie zasilane błękitnym paliwem. Jeszcze w tym roku dwa duże obiekty tego typu mają być oddane do użytku w Stalowej Woli (inwestycja PGNiG i Tauronu) i na warszawskim Żeraniu (przedsięwzięcie PGNiG). TRF

GG Parkiet

Poprawy wyników w chemicznej grupie spodziewają się też inni analitycy. – Dość dużo, bo około 2 TWh (terawatogodziny) gazu rocznie, zużywa grupa Ciech. W samym II kwartale powinna zaoszczędzić na jego zakupie około 9 mln zł – szacuje Brymora. Jego zdaniem spółce przede wszystkim pomagają dokonane podwyżki cen sody kalcynowanej. Ponadto ubiegłoroczna baza wynikowa nie jest wysoka, co oznacza, że poprawa rezultatów nie powinna być problemem. W II kwartale 2018 r. grupa Ciech zanotowała 933,5 mln zł przychodów i 98,7 mln zł czystego zarobku. Oba wyniki były nieco lepsze niż zanotowane rok wcześniej.

Straty na obrocie

Wśród krajów sąsiadujących z Polską zdecydowanie najwięcej gazu ziemnego zużywa się w Rosji (454,5 mld m sześc.) i Niemczech (88,3 mld m sześc.). O ile jednak w pierwszym z tych krajów konsumpcja wzrosła, o tyle w drugim spadła. W naszym regionie większy niż Polska popyt na błękitne paliwo zgłasza jeszcze tylko Ukraina. Co ciekawe, mocno goni nas Białoruś. W ubiegłym roku zwiększyła konsumpcję tego surowca o 6,1 proc. Kolejne kraje naszego regionu mają już zdecydowanie słabszą pozycję. Po kilka mld m sześc. gazu ziemnego zużywają kolejno: Czesi, Słowacy, Duńczycy oraz Litwini. W całej Europie (bez Rosji i Białorusi, ale za to z Turcją) konsumpcja błękitnego paliwa spadła o 2,1 proc., do 549 mld m sześc. TRF

GG Parkiet

– Niskie notowania gazu ziemnego przede wszystkim oznaczają pogorszenie wyników firm, które istotne wpływy osiągają z wydobycia tego surowca. Spośród spółek notowanych na GPW niewątpliwe najwięcej traci PGNiG – mówi Kamil Kliszcz, analityk DM mBanku. Dodaje, że kluczowe znaczenie ma tu odpowiedź na pytania, według jakich zasad spółka sprzedaje błękitne paliwo do końcowych klientów. Część z nich ma ceny indeksowane bezpośrednio do rynku, ale są też tacy, dla których ceny są ustalane z pewnym opóźnieniem w stosunku do rynku. – Zwyżki kursu gazu nie należy się szybko spodziewać. Zapewne najwcześniej nastąpi wraz z sezonowym wzrostem popytu, czyli jesienią – twierdzi Kliszcz. W dużym stopniu to efekt wysokich stanów magazynowych, które latem raczej się nie zmienią.

Z kolei według analityka Trigon Domu Maklerskiego niskie ceny gazu mają skrajnie niekorzystny wpływ na wyniki PGNiG. Z jednej strony powodują spadki zysków na wydobyciu tego surowca, a z drugiej powiększają straty w segmencie obrotu.

Trzeba też pamiętać, że obecnie PGNiG musi płacić za gaz importowany z Rosji więcej, niż wynoszą ceny, po jakich może go sprzedawać. Plusem jest to, że okres wiosenno-letni charakteryzuje się dość małym popytem, a tym samym straty będą mniejsze, niż gdybyśmy mieli do czynienia z zapotrzebowaniem charakterystycznym dla okresu jesienno-zimowego.

Nie wszystkie spółki prowadzące wydobycie gazu muszą się jednak obawiać niekorzystnych zmian w cenach tego surowca. Tak jest m.in. z PKN Orlen i Grupą Lotos, dla których głównym źródłem zysków jest działalność rafineryjna. – Niski kurs gazu pozytywnie wpływa na realizowaną marżę w rafinerii, jednak nie jest to kluczowy czynnik dla tego segmentu – twierdzi Kozak.

– Ceny gazu nie mają obecnie większego znaczenia dla branży energetycznej. Nie dość, że na tym surowcu oparta jest jedynie niewielka część produkcji energii cieplnej, to dodatkowo popyt na nią występuje w okresie I i IV kwartału, a nie II i III – zauważa Brymora.