PGNiG walczy o przetrwanie

Spółka odpowiedzialna za bezpieczeństwo gazowe kraju po liberalizacji rynku gazu może nie przetrwać. Obciążają ją niekorzystne kontrakty długoterminowe i wysokie obligo gazowe. 

PGNiG, spółka Skarbu Państwa (72 proc.) odpowiedzialna za bezpieczeństwo gazowe kraju, po otwarciu polskiego rynku gazu znalazła się w patowej sytuacji, której może nie przetrwać. Na razie zapewnia o dobrej kondycji, a jednocześnie restrukturyzuje się, sprzedaje majątek i szykuje zwolnienia grupowe pracowników. Jej sytuację omawiali na posiedzeniu sejmowej Komisji Skarbu Państwa prezes Mariusz Zawisza i jego współpracownicy. Podali tysiące zbędnych, zbyt szczegółowych danych, lecz wyraźnie unikali syntetycznej oceny kondycji spółki.

– Nasza prezentacja buduje obraz stabilności grupy PGNiG po trzech kwartałach – wyjaśnił Zawisza. Przyznał, że konieczne są zwolnienia pracowników w związku z konsolidacją grupy i redukowaniem kosztów. – Bez konsolidacji część spółek musiałaby upaść, przedłużono o dobrych kilka lat ich agonię – powiedział prezes spółki. Chodzi zwłaszcza o spółkę Exalo Drilling i PGNiG Technologie.

Włączenie monopolisty, jakim było PGNiG, do swobodnej gry rynkowej blokują zawarte wcześniej długoterminowe kontrakty oparte na znacznie wyższych cenach niż dyktuje rynek. Chodzi o stary rządowy kontrakt jamalski z 1996 r. na dostawy gazu z Rosji, przedłużony przez rządzącą koalicję do końca 2022 r. oraz całkiem świeży kontrakt na dostawy gazu skroplonego z Kataru do gazoportu w Świnoujściu. LNG jest o kilkadziesiąt procent droższy od gazu dostarczanego rurociągiem. Od listopada PGNiG renegocjuje kontrakt jamalski w zakresie ceny za gaz, natomiast zakończone ostatnio ugodą renegocjacje kontraktu katarskiego nie obejmowały ceny surowca zawartej w wieloletnim kontrakcie.

Tymczasem światowe ceny gazu spadają pod wpływem rosnącego wydobycia gazu łupkowego za oceanem oraz polityki Stanów Zjednoczonych wobec Rosji.

– Na rynkach europejskich od kilku lat pogłębia się tendencja „odklejenia” rynkowych cen gazu od cen ropy. Od początku roku spadki rynkowych cen gazu w dostawach spotowych w Niemczech przekroczyły 30 proc., co gwałtownie zwiększyło atrakcyjność cenową importu gazu do Polski – powiedział Piotr Sudoł z PGNiG.

Firma znalazła się w pułapce: nie może obniżyć ceny za gaz do poziomu rynkowego, ponieważ musi co roku zakupić ponad 10 mld m sześc. drogiego gazu od Rosji, po cenie opartej na cenach produktów ropopochodnych. Zawarta w kontrakcie klauzula take or pay (bierz lub płać) powoduje, że PGNiG, nawet jeśli tego gazu nie odbierze, musi za niego zapłacić.

Nie lepiej przedstawia się sprawa z LNG. Nie dość, że PGNiG musi go kupić po wysokiej cenie, to na dodatek zmuszone będzie ponosić koszty funkcjonowania terminalu w Świnoujściu. Koszty te mają bowiem obciążać odbiorców, którzy zakontraktowali LNG, a PGNiG jest, jak dotąd, jedynym klientem przyszłego gazoportu. Na szczęście dzięki zawartej ostatnio ugodzie z Qatargas polskiej spółce udało się ograniczyć straty wynikające z zastosowania klauzuli „bierz lub płać”. Wiadomo bowiem, że PGNiG nie odbierze gazu w terminie, gdyż gazoport wciąż jest niegotowy.

Dobijanie obligiem

– Proces liberalizacji rynku gazu w Polsce przeprowadzany jest bardzo szybko – podmioty zewnętrzne uzyskały pełny dostęp do polskiego rynku, na którym konkurują z nami, na zachodniej granicy otwierane są wirtualne rewersy, wprowadzono „gazowe obligo” – wyliczał Piotr Szlagowski z PGNiG. Obligo jest głównym narzędziem liberalizacji rynku gazu. Ustawodawca zobligował PGNiG do sprzedaży pewnego wolumenu gazu poprzez giełdę, a w praktyce – ze stratą wobec wysokich cen zakupu surowca z kontraktu jamalskiego. Ponieważ rynek nie istniał, stworzono fikcję: PGNiG powołało spółkę-córkę, która kupuje gaz od spółki-matki po giełdowej cenie. Obligo ustanowiono na horrendalnie wysokim poziomie – w przyszłym roku dojdzie do 55 proc. zasobów gazu, którymi dysponuje PGNiG. Za niewykonanie obliga grożą spółce astronomiczne kary, na poziomie 10 proc. przychodów.

– Istnieje ryzyko, że PGNiG nie zbilansuje portfela – przyznał przedstawiciel spółki.

„Proces liberalizacji rynku połączony z wprowadzeniem obliga giełdowego niesie dla PGNiG ryzyko utraty części klientów i ograniczenia przychodów z segmentu magazynowania. Obecny portfel pozyskania gazu GK PGNiG zakłada pokrycie całego popytu na gaz w Polsce. Biorąc pod uwagę ryzyko utraty istotnej części rynku przez GK PGNiG istnieje ryzyko niezbilansowania portfela Grupy” – czytamy w dokumencie prezentującym sytuację spółki.

Na razie PGNiG, jak to celnie ujął dr Marcin Tarnawski, ekspert Instytutu Kościuszki, w komentarzu dla portalu biznesalert.pl, „w bardzo sprytny sposób ’maskuje’ wysoki koszt zakupu surowca z Rosji, co w połączeniu z niższym kosztem gazu krajowego pozwala utrzymywać konkurencyjną cenę dla odbiorców końcowych”. To zjawisko jest nazywane „subsydiowaniem skrośnym”.

Kiedy nastąpi pick gas?

Przychody z eksploatacji ropy i gazu są podstawą działalności spółki, ich wkład do EBITDA (zysk operacyjny plus akumulacja) sięga 60 procent. Gros własnego wydobycia gazu pochodzi ze złoża LMG w zachodniej Polsce oraz norweskiego złoża Scarv, z którego surowiec trafia na rynek niemiecki. Krajowe wydobycie zaspokaja 30 proc. zapotrzebowania Polski na gaz. Posłowie nie uzyskali informacji, na ile wystarczą polskie zasoby gazu w związku z intensyfikacją wydobycia.

– Przez całe lata MSP i PGNiG mówiły, że nie da się szybciej wydobywać, teraz okazuje się, że jednak się da. Powstaje jednak problem, kiedy osiągniemy nasz polski „pick gas” – czyli najwyższe wydobycie, po którym zacznie ono spadać. W 2010 r. poprzedni prezesi: Szubski i Dudziński, pokazywali w Senacie „krzywą”, która mówiła, że na obecnych złożach dojedziemy najwyżej do 2015-2016 roku, a później rozpocznie się spadek wydobycia. Od czasu tej prognozy niewiele się zmieniło, jeśli chodzi o zagospodarowanie nowych złóż – zwraca uwagę poseł Maciej Małecki (PiS).

Z wypowiedzi przedstawicieli PGNiG wynika, że poważnym wyzwaniem dla firmy jest nowy podatek od węglowodorów, nałożony przez ustawodawcę oraz nowe zasady przyznawania koncesji na poszukiwania i wydobycie, które zmuszają koncesjonariuszy do wzmożonej aktywności. Nakłada się na to niepewność co do wsparcia kogeneracji gazowej po 2018 r., jako że ceny ciepła i energii elektrycznej ustalone przez regulatora rynku nie rekompensują pełnych kosztów produkcji ciepła i energii elektrycznej przy wykorzystaniu gazu jako paliwa.

Walka o przetrwanie

Dotychczas pozycja PGNiG była silna, bo w zamian za spełnianie zadań z zakresu bezpieczeństwa gazowego firma miała zagwarantowaną pozycję monopolisty i mogła przerzucać koszty pozyskania i dystrybucji gazu na odbiorców. Po zadekretowanym przez Brukselę uwolnieniu rynku obowiązki w zakresie bezpieczeństwa gazowego ciążące na PGNiG pozostały, tylko ich koszty obciążają teraz nie klientów, lecz firmę. Spółka jest notowana na giełdzie, więc może to się dla niej źle skończyć.

Według ekspertów, ten rok dla PGNiG zamknie się pomyślnie, lecz od przyszłego dadzą o sobie znać kłopoty. Kontrakt jamalski będzie spółce ciążył jeszcze przez 7 lat, chyba że w drodze renegocjacji lub arbitrażu uda się urealnić cenę błękitnego paliwa. Kontrakt katarski zapewnia dywersyfikację dostaw i bezpieczeństwo gazowe, lecz gaz dostarczany z Kataru będzie kosztował więcej niż na rynku. Spełnianie przez spółkę giełdową zadań państwowych wymaga od PGNiG uprawiania ekwilibrystyki polegającej na przerzucaniu kosztów pomiędzy spółkami grupy, a jednocześnie utrzymywaniu równowagi finansowej PGNiG na potrzeby inwestorów giełdowych. Wykonanie przez spółkę tego karkołomnego zadania wymaga wielkiej ostrożności ze strony rządu w obszarze działań regulacyjnych dotyczących przedsiębiorstwa. Chodzi o to, by gaz w Polsce był jak najtańszy, ale i PGNiG pozostało przy życiu. Potrzebna jest długoterminowa strategia działań właścicielskich i regulacyjnych wobec tej strategicznej spółki odpowiedzialnej za bezpieczeństwo gazowe kraju. Rząd tymczasem zdaje się biernie przyglądać rozwojowi wypadków, nakłada nowe obowiązki (vide wysokie obligo) i pobiera dywidendę (do budżetu trafiło w tym roku ponad 70 proc. z 900-milionowej dywidendy).

PGNiG wyprodukowało w 2013 r. 4,6 mld m sześc. gazu i 1,1 mln ton ropy, a kolejne 11 mld m sześc. zaimportował. Firma sprzedaje co roku 16 mld m sześc. gazu, posiada 123 tys. km sieci dystrybucyjnej w całej Polsce, 2,5 mld m sześc. pojemności magazynowej oraz 4,6 GW zainstalowanej mocy cieplnej i 1,0 GW energii elektrycznej. Jest głównym dostawcą ciepła sieciowego i energii elektrycznej dla Warszawy.