Ryzyko przerw w dostawach gazu będzie rosło

Giełdowe spółki unikają odpowiedzi na pytanie, jakie zakłady i instalacje mogą być zmuszone zatrzymać w pierwszej kolejności, gdyby ograniczono im przesył gazu? Pozostaje mieć nadzieję, że „jakieś” plany mają i nie będą zaskoczone ewentualnymi brakami surowca.

PGNiG, które miało w ubiegłym roku 88,7-proc. udział w polskim rynku gazu, do swoich strategicznych odbiorców zalicza m.in.: Orlen, Azoty, Lotos, PGE, KGHM, ArcelorMittal, PGNiG Termikę i Elektrociepłownię Stalowa Wola.

Fot. udorn_1976/shutterstock

Latem zużycie gazu ziemnego w Polsce jest zdecydowanie mniejsze niż w innych porach roku, co jest konsekwencją braku jego zużycia na cele grzewcze. Mimo to ceny surowca są wyjątkowo wysokie i na dodatek w Europie są problemy z jego pozyskaniem. W ostatnich dniach kurs gazu na TGE przekraczał 900 zł za 1 MWh, a na TTF oscylował w pobliżu 200 euro. Powszechna drożyzna to m.in. konsekwencja manipulacji Rosjan, dla których dostawy gazu do Europy są narzędziem realizowanej polityki, zwłaszcza w obliczu wojny w Ukrainie.

Ograniczenie eksportu surowca przez Gazprom na Stary Kontynent skutkuje tym, że popyt na dostawy z innych kierunków jest wyjątkowo duży. Stąd też plany UE, aby jej członkowie dobrowolnie zredukowali zużycie gazu o 15 proc. Polski rząd przekonuje, że nasz kraj jest w stanie w pełni zaspokoić swoje potrzeby na ten surowiec, dlatego takich regulacji nie chce akceptować. Jego zapewnienia, w przypadku wystąpienia w Europie mroźnej zimy i dalszych działań Rosjan w zakresie ograniczania lub całkowitego wstrzymania dostaw, mogą jednak niewiele znaczyć. „Można poczynić założenie, że przy negatywnych warunkach pogodowych gazu zabraknie po około 30 dniach. Zaś przy sprzyjających warunkach (system gazowy – red.) będzie pracował 100 dni” – twierdzi Janusz Kowalski, poseł koalicji rządowej i przewodniczący parlamentarnego zespołu ds. suwerenności energetycznej, a w latach 2016–2017 wiceprezes PGNiG.

W przypadku wystąpienia kryzysowej sytuacji w pierwszej kolejności dostawy zapewne byłyby ograniczone do największych odbiorców. PGNiG, które miało w ubiegłym roku 88,7-proc. udział w polskim rynku gazu, do swoich strategicznych odbiorców zalicza m.in.: Orlen, Azoty, Lotos, PGE, KGHM, ArcelorMittal, PGNiG Termikę i Elektrociepłownię Stalowa Wola. Każdą z tych firm zapytaliśmy m.in. czy obecne ceny skłaniają ich do ograniczenia zużycia gazu, przy jakim ich poziomie musiałyby ewentualnie wstrzymać produkcję i czy mają możliwość zastąpienia błękitnego paliwa innym surowcem.

Tajne umowy z PGNiG

Firmy wchodzące w skład grupy Azoty zużyły w ubiegłym roku 2 mld m sześc. gazu. Mimo dużego ryzyka biznesowego, wynikającego z niespotykanego wcześniej wysokiego poziomu kosztów surowców i dużej dynamice zmian cen, koncern kontynuuje produkcję nawozów. W efekcie w I półroczu zużycie błękitnego paliwa w jego zakładach było tylko o niecałe 5 proc. niższe niż rok wcześniej. Co więcej, Azoty zapewniają, że dostawy do nich przebiegają bez zakłóceń, a tym samym produkcja jest kontynuowana. – Przypominamy również, że grupa Azoty i jej spółki zależne podpisały aneksy do obowiązujących umów sprzedaży paliwa gazowego z PGNiG, przedłużając współpracę w zakresie dostaw gazu do końca września 2023 r. Dotychczas nie byliśmy informowani przez żadnego z naszych interesariuszy o planach ograniczenia nam dostaw podstawowego surowca do produkcji nawozów – twierdzi Łukasz Bloch, dyrektor departamentu korporacyjnego komunikacji i marketingu Azotów. Jednocześnie przyznaje, że gazu, stosowanego w koncernie głównie do produkcji amoniaku i nawozów, ze względów technologicznych nie ma możliwości zastąpienia innymi surowcami. Spółka nie odpowiada jednak, jakie zakłady w pierwszej kolejności musiałby ograniczyć lub wstrzymać produkcję, gdyby dostawy istotnie zmalały.

Podobnie sprawa ma się z grupą KGHM. Departament komunikacji powtarza, że pomimo dynamicznej sytuacji na rynku surowców energetycznych posiada pełną zdolność do utrzymania ciągłości procesów produkcyjnych i technologicznych. „Nie ma przesłanek, które wskazywałyby na konieczność zmian planów produkcyjnych czy inwestycyjnych operacji krajowych czy zagranicznych grupy, która posiada pełną zdolność do wywiązywania się ze swoich zobowiązań kontraktowych” – twierdzi spółka. Pytana o możliwość zastąpienia błękitnego paliwa innymi surowcami odpowiada, że instalacje technologiczne części oddziałów KGHM, m.in. hut i zakładów wzbogacania rud, są przystosowane do spalania gazu zaazotowanego typu Lw. Koncern na ten rok zabezpieczył sobie istotny wolumen gazu z ceną niższą od obecnych notowań giełdowych. Jaki, nie podaje, z uwagi na możliwość pogorszenia pozycji zakupowej przy aktualnie trwającej kontraktacji. „Zapisy o zachowaniu poufności zawarte w obowiązującej umowie z PGNiG zobowiązują obie strony kontraktu do zachowania tajemnicy w zakresie zarówno poziomu zabezpieczeń, jak i oczywiście ceny” – podaje spółka.

W oczekiwaniu na wodór

W normalnym reżimie produkcyjnym pracuje ArcelorMittal Poland. – Na obecną chwilę nasze zakłady nie odczuły wpływu zakłóceń w dostawie gazu. Jednakże monitorujemy sytuację oraz podejmujemy działania zaradcze, aby ograniczyć zużycie gazu, na ile możemy – twierdzi Anna Bochenek, główny specjalista w dziale komunikacji i dialogu lokalnego ArcelorMittal Poland. W I półroczu zużycie błękitnego paliwa było jednak na porównywalnym poziomie jak rok wcześniej. Jednocześnie spółka przyznaje, że w przypadku stali, ceny gazu w sposób znaczący wpływają na poziom kosztów produkcji. Na wypadek cięć dostaw opracowywane są różne scenariusze dalszych działań, tak aby utrzymać pozycję odpowiedzialnego oferenta stali do odbiorców koncernu. W krótkiej perspektywie grupa nie ma alternatywy dla błękitnego paliwa. Z kolei w długiej dużo zależy od rozwoju nowych technologii. – Celem grupy ArcelorMittal jest dekarbonizacja procesów oraz neutralność klimatyczna do roku 2050, w Europie grupa zamierza zmniejszyć emisję CO2 o 35 proc. do roku 2030. Technologia DRI w połączeniu z elektrycznym piecem zakłada wykorzystanie zielonego wodoru jako paliwa, kiedy takie będzie dostępne na komercyjnie opłacalnych zasadach – mówi Bochenek.

W ubiegłym roku około 3,6 TWh, czyli około 0,3 mld m sześc., gazu zużyła grupa PGNiG Termika kontrolowana przez PGNiG. W tym roku zakłada zwiększenie zużycia. „Wynika to ze wzrostu zapotrzebowania klientów oraz polityki środowiskowej, która zakłada przejście na mniej emisyjne paliwa, m.in. na gaz ziemny (paliwo pomostowe). W pierwszych dniach grudnia 2021 r. przekazaliśmy do eksploatacji nowe jednostki wytwórcze zasilane paliwem gazowym w EC Żerań (blok gazowo-parowy, kotłownia gazowa KG1), do tego dojdą kolejne tego typu źródła po zakończeniu obecnie realizowanych inwestycji (KG2 EC Żerań, silniki gazowe EC Pruszków)” – informuje centrum prasowe PGNiG Termika. W efekcie w tym roku prognozowane zużycie wynosi w spółce niecałe 5,5 TWh (około 0,5 mld m sześc.). Ze względu na produkcję ciepła dla odbiorców wrażliwych Gaz-System, państwowa firma, do której należą gazociągi przesyłowe, może ograniczyć dostawy surowca do PGNiG Termiki najwyżej o 10 proc. Tak przynajmniej wynika z planu ograniczeń, który został zatwierdzony przez URE. W takim scenariuszu produkcja ciepła nie byłaby w spółce w żadnym stopniu ograniczona. Co więcej, są alternatywy. „Warszawskie zakłady PGNiG Termika działają nie tylko w oparciu o gaz ziemny (gaz, węgiel, biomasa, olej opałowy, a wkrótce także fotowoltaika). Rozwijamy się i liczymy na nowe rozwiązania, w tym na technologię wodoru, który jest paliwem przyszłości” – twierdzi spółka.

Pytania bez odpowiedzi

Rynkowe problemy z gazem raczej nie uderzą w działalność Elektrociepłowni Stalowa Wola (ECSW), w której po połowie udziałów mają pośrednio PGNiG i Tauron. – ECSW jako jednostka centralnie dysponowana pracuje zgodnie z poleceniami PSE Operator oraz zapewnia dostawy energii elektrycznej, w związku z powyższym to wyłącznie od decyzji operatora uzależniona jest praca jednostki. Ze względu na konieczność zapewnienia dostaw ciepła do miast Stalowa Wola i Nisko, w przypadku konieczności ograniczenia zużycia gazu, ograniczona zostałaby produkcja energii elektrycznej – mówi Daniel Karkoszka, prezes ECSW. Jednocześnie przyznaje, że spółka nie ma możliwości pracy na innym paliwie niż gaz. W 2021 r. firma na produkcję prądu i ciepła zużyła blisko 5 GWh błękitnego paliwa (ponad 0,4 mld m sześc.). W I półroczu odnotowała jednak spadek zużycia aż o dwie trzecie w porównaniu z tym samym okresem 2021 r. To skutek wysokich cen gazu.

Spośród krajowych spółek i grup zdecydowanie największym konsumentem gazu jest Orlen. Tylko w naszym kraju oszacował swój potencjał zużycia gazu na 3 mld m sześc. (przed fuzją z Lotosem). Koncern nie odpowiedział jednak na żadne z naszych pytań, więc nie wiadomo czy i jak jest przygotowany na ewentualne ograniczenia w dostawach gazu. Nie uczynił też tego Lotos, który od 1 lipca jest w strukturach Orlenu, ani grupa PGE, która duże ilości gazu zużywa w instalacjach energetycznych. Ostatni z tych koncernów podaje w raporcie okresowym, że w 2021 r. w biznesie ciepłowniczym zużył 1,17 mld m sześc. błękitnego paliwa, czyli o 10,1 proc. mniej niż rok wcześniej.