PGNiG: Szanse na wzrost w każdym segmencie

WYWIAD | Maciej Woźniak z wiceprezesem ds. handlowych PGNiG rozmawia Tomasz Furman

W ubiegłym roku sprzedawcę gazu w Polsce zmieniła rekordowa liczba odbiorców, czyli 47,7 tys. To dwa razy więcej niż rok wcześniej. Ile z tego to klienci, którzy odeszli z PGNiG?

W ubiegłym roku PGNiG z myślą o klientach wprowadziło wiele zmian. Poprawiliśmy obsługę, otworzyliśmy własne centra obsługi w galeriach handlowych, wdrożyliśmy nową politykę cenową oraz rozszerzyliśmy ofertę o sprzedaż energii elektrycznej. Klienci to doceniają, czego dowodem jest pozyskanie 74 tys. nowych odbiorców tylko wśród gospodarstw domowych. Energię elektryczną sprzedajemy do finalnych odbiorców dopiero od września 2016 r., a już zaufało nam prawie 20 tys. klientów. Naturalna utrata części klientów jest w całości rekompensowana przez pozyskanie nowych. Jednak dla każdej firmy w tej branży równie ważna jest marża i wolumen sprzedanego surowca. Jeszcze w 2015 r. co miesiąc notowaliśmy spadek sprzedaży gazu wśród klientów z sektora małego i średniego biznesu o około 100 mln m sześc. Nowe władze spółek doprowadziły w ubiegłym roku do odwrócenia trendu i średnio co miesiąc zwiększaliśmy sprzedaż o 11 mln m sześc. Co ważne, wzrost był możliwy nie tylko dzięki pozyskiwaniu nowych klientów, ale i odzyskiwaniu tych, którzy ponownie nam zaufali, co dowodzi, że klienci widzą, jak pozytywnie zmienia się nasza oferta.

Ile macie teraz klientów detalicznych i biznesowych?

W ramach grupy PGNiG spółka matka obsługuje odbiorców hurtowych oraz największych

w Polsce odbiorców gazu, czyli takich którzy zużywają co najmniej 25 mln m sześc. surowca rocznie. Takich klientów mamy ponad 50. Co ważne, pozyskujemy nowych – np. w styczniu 2017 r. podpisaliśmy kilkuletni kontrakt z grupą ArcelorMittal. Pozostałych klientów obsługuje spółka PGNiG Obrót Detaliczny. W segmencie małych i średnich firm posiadamy 26 tys. punktów poboru gazu, co na przestrzeni ostatnich kwartałów jest wartością stabilną. W segmencie gospodarstw domowych surowiec dostarczamy teraz do około 6,8 mln klientów i nie odnotowujemy tu istotnych zmian.

W tym roku grupa PGNiG również zwiększy sprzedaż gazu?

Jestem przekonany, że szanse na zwyżki mamy w każdym segmencie rynku. W Polsce nadal chcemy zwiększać sprzedaż zarówno do klientów detalicznych, jak i biznesowych. Szczególnie duże zwyżki powinny mieć miejsce na rynkach zagranicznych, w tym na Ukrainie. Surowiec do tego kraju zaczęliśmy sprzedawać w połowie ubiegłego roku. W efekcie w 2016 r. dostarczyliśmy tam około 0,4 mld m sześc. gazu. Mam więc nadzieję, że w 2017 r. ilość ta co najmniej się podwoi. Dziś dużym ograniczeniem w dostawach na Ukrainę jest za mała przepustowość gazociągu biegnącego przez Hermanowice. Jego roczne zdolności to zaledwie 1,5 mld m sześc., a przecież nie tylko my z niego korzystamy. Operatorzy gazociągowi – polski i ukraiński – przymierzają się jednak do jego rozbudowy.

Niedawno otworzyliście biuro w Londynie, które będzie handlować skroplonym gazem (LNG). O ile może ono zwiększyć sprzedaż gazu przez grupę PGNiG?

Londyn to obok Houston i Singapuru największe centrum handlu LNG. Biuro uruchomiliśmy przede wszystkim po to, aby zarabiać na obrocie. Na tym rynku surowiec, który płynie statkiem, potrafi kilkakrotnie zmienić właściciela, zanim dotrze do docelowego portu. To stwarza okazję do prowadzenia aktywnego handlu i realizacji marży. Poza kontraktami długoterminowymi w mniejszym stopniu nastawiamy się na zakup dodatkowego LNG na własne potrzeby, chociaż i takie sytuacje będą miały miejsce. Trzeba pamiętać, że dopiero uczymy się tego biznesu. Zakładamy, że do końca 2017 r. kupimy i sprzedamy cztery–pięć ładunków LNG.

Biuro w Londynie należy bezpośrednio do zależnej firmy PGNiG Supply & Trading (PST) zarejestrowanej i działającej w Niemczech. Czy na tamtejszym rynku też planujecie wzrost sprzedaży gazu?

Tylko w ubiegłym roku pozyskaliśmy w Niemczech ponad 60 tys. nowych klientów. Na rynku niemieckim sprzedajemy przede wszystkim gaz, który wydobywamy w Norwegii. Dodatkowo wolumeny pozyskujemy również na giełdach. W tym roku poprzez PST planujemy nie tylko wzrost sprzedaży gazu w Niemczech, ale rozważamy też wejście na inne rynki, takie jak Austria i kraje Beneluksu. W grę wchodzi również aktywność na giełdzie w Wielkiej Brytanii.

Niedawno PGNiG wprowadziło do swojej oferty tzw. usługę biletową magazynowania gazu. Dzięki niej firmy zajmujące się importem błękitnego paliwa do Polski będą mogły spełnić ustawowe wymogi związane z tworzeniem zapasów obowiązkowych bez konieczności fizycznego składowania surowca w magazynach. Kiedy zaczniecie na tym zarabiać?

Nasza oferta ułatwi importerom spełnienie wymogów utrzymywania zapasów obowiązkowych, które wypełniać będą musieli od października. Ceny usługi ustaliliśmy tak, aby były konkurencyjne wobec magazynów gazu poza granicami Polski. Teraz czekamy na odzew rynku. Kto i w jakim zakresie skorzysta z tych usług, będzie w dużej mierze zależało od tego, czy i ile gazu firmy te zdecydują się importować do Polski oraz czy zechcą zlecić nam utworzenie zapasów, czy też zrobią to same we własnym zakresie.

Pojemności magazynów gazu w Polsce są ograniczone. I nie chodzi tu tylko o to, że mają określone maksymalne zdolności gromadzenia zapasów, ale w części są wypełnione surowcem PGNiG. Co więcej, jesteście właścicielem wszystkich tego typu obiektów w naszym kraju. Jakie pojemności magazynowe są dziś dostępne na rynku?

Pojemność wszystkich magazynów wynosi już prawie 3 mld m sześc. Na połowę lutego są wypełnione w 45 proc. Zgodnie z przepisami i obecnie realizowanym przez grupę PGNiG importem utrzymujemy zapasy na poziomie około 0,8 mld m sześc – tymi zapasami dysponuje minister energii. Oprócz tego utrzymujemy także zapasy handlowe. Dane na temat wolnych do zarezerwowania pojemności publikuje spółka Gas Storage Poland, która jest operatorem wszystkich magazynów. Ta firma wchodzi w skład naszej grupy kapitałowej, ale jest operacyjnie niezależna od PGNiG – działa zgodnie z restrykcyjnymi przepisami prawa unijnego i polskiego, podlega nadzorowi prezesa URE i wszystkich uczestników rynku traktuje tak samo. Podkreślam, że to prezes URE, a nie PGNiG ustala taryfy magazynowe, które Gas Storage Poland może pobierać za przechowywanie gazu.

W ubiegłym roku PGNiG informowało, że analizuje możliwość istotnej rozbudowy magazynów w Polsce. Czy już podjęto w tej sprawie decyzję?

Inwestycje związane z rozbudową magazynów gazu podjęte kilka lat temu cały czas są realizowane. Przykładem jest obiekt powstający w złożach soli w Kosakowie niedaleko Trójmiasta. Ewentualna realizacja zupełnie nowych projektów w dużej mierze zależeć będzie od tego, czy takie inwestycje będą mogły być współfinansowane ze środków unijnych, a także od prognoz dotyczących zapotrzebowania rynku na usługi magazynowe.

Trwają zaawansowane prace nad projektem gazociągu z Norwegii przez Danię do Polski. Część surowca ma nim przesyłać ze swoich złóż PGNiG. Na razie wydobywacie tam rocznie do 0,6 mld m sześc. gazu.

W kolejnych latach wydobycie gazu w Norwegii będziemy systematycznie zwiększać. To przede wszystkim efekt zagospodarowywania kolejnych złóż, na które otrzymujemy koncesje. Dodatkowo planujemy zakup udziałów w kolejnych koncesjach, zwłaszcza tych zagospodarowanych – czyli już produkujących gaz. Docelowo chcemy wydobywać w Norwegii około 2–2,5 mld m sześc. błękitnego paliwa rocznie. Resztę na tym rynku dokupimy. Ile gazu będziemy przesyłać nowym połączeniem, będzie zależało od tego, jakie moce uda nam się zarezerwować. Gazociąg ma mieć prawdopodobnie około 10 mld m sześc. przepustowości rocznie. Około 90 proc. przepustowości zostanie zaoferowane przez operatorów w ich wspólnie prowadzonej procedurze długoterminowej rezerwacji mocy, tzw. Open Season. Gdy tylko ta procedura ruszy, oczywiście w niej wystartujemy.

Jakie moce przesyłowe będziecie chcieli zarezerwować?

Kontrakt na zakup gazu z Gazpromu, który obowiązuje do końca 2022 r., wymaga, abyśmy odbierali nieco ponad 8 mld m sześc. surowca. I tyle mniej więcej chcielibyśmy dostarczać z Norwegii.

Niektórzy wątpią, czy gaz kupowany w Norwegii będzie tańszy niż rosyjski.

Gaz z Norwegii ma niewątpliwie tę zaletę, że jego cena zawsze jest rynkowa – podąża za trendem cen na rynkach europejskich. Dla naszych klientów, np. firm z branży chemicznej, szklarskiej, ceramicznej czy hut stali, ma to kluczowe znaczenie. Dla nich błękitne paliwo jest często podstawowym surowcem stosowanym w produkcji i chcą mieć pewność, że działając w mocno konkurencyjnej branży, będą ponosili koszty zbliżone do kosztów, jakie ponosi ich konkurencja w zachodniej Europie. I takich cen – europejskich – odbiorcy w Polsce oczekują od PGNiG. Zakupy gazu z Gazpromu, pomijając nawet okresowe problemy z ciągłością dostaw, nie dają nam takiego komfortu. Sama umowa jest zawarta na zbyt długi okres i opiewa na zbyt duży wolumen dostaw. Ale przede wszystkim w tym kontrakcie formuła cenowa jest oderwana od realiów europejskich. Uważamy, że warunki cenowe dostaw gazu od Gazpromu odbiegają od rynkowych.

Może Rosjanie zmienią swoje postępowanie, gdy się okaże, że mogą stracić dużego odbiorcę. Do kiedy musicie podjąć decyzję o rezygnacji bądź nie ze współpracy z Gazpromem?

Nic nie wskazuje, aby Gazprom chciał zmienić swoje postępowanie, czego najlepszym dowodem jest to, że rozpoczęliśmy już drugi arbitraż przed Trybunałem w Sztokholmie. Sam kontrakt wygasa w 2022 r., a decyzję o jego przyszłości oficjalnie zakomunikujemy do końca 2019 r. Gdybyśmy mieli rozważyć kontynuowanie zakupów gazu ze wschodu, to na pewno formuła cenowa surowca musiałaby być w pełni dostosowana do cen europejskich, a kontrakt musiałby być znacznie krótszy niż obecny i dotyczyć dużo mniejszych wolumenów dostaw. Bo odwrotu od zdywersyfikowania dostawców gazu do Polski nie ma – bez tego nie będziemy mieli w Polsce bezpiecznego i konkurencyjnego rynku gazu. Dlatego sprowadzamy już gaz z Kataru i decydujemy się na import gazu od kolejnych dostawców – w tym z Norwegii.

Na jakiem etapie jest obecnie postępowanie arbitrażowe PGNiG przeciwko Gazpromowi i czego się domagacie?

Dążymy do dostosowania warunków cenowych kontraktu do sytuacji na europejskim rynku energetycznym. Nie udzielamy jednak szczegółowych informacji na temat prowadzonego postępowania. Mogę jedynie powiedzieć, że arbitraż jest już na dość zaawansowanym etapie. Strony wymieniły szereg pism procesowych i spodziewamy się rozstrzygnięcia sprawy w III kwartale 2017 r.

Formuła cenowa na dostawy LNG z Kataru, podobnie jak z Rosji, też jest w dużej mierze oparta na kursie ropy. Czy ten kontrakt też renegocjujecie?

W obu przypadkach formuły cenowe są znacząco inne. Kontrakt katarski jest elementem portfela LNG, który w najbliższych latach będzie budowany między innymi z wykorzystaniem biura LNG w Londynie. Spółka prowadzi i będzie prowadziła aktywne działania w celu optymalizacji marży na całym portfelu LNG.

Czy i kiedy zwiększycie dostawy LNG do terminalu w Świnoujściu? Na razie macie zakontraktowane dostawy na poziomie 1,35 mld m sześc. rocznie, a możliwości gazoportu sięgają 5 mld m sześc.

W terminalu mamy zarezerwowane moce na poziomie 3,25 mld m sześc. Naszym celem jest ich optymalne wykorzystanie i nad tym pracujemy. Jak tylko zawrzemy konkretne umowy, z pewnością poinformujemy rynek, kiedy i jakie dostawy będziemy realizować.