Obligo giełdowe zmusza PGNiG do sprzedaży określonych ilości surowca na TGE, ale nie nakłada obowiązku na kupujących. Koncern będzie musiał obniżyć ceny, bo jeśli nie znajdzie kupca, zapłaci miliardy złotych kary.
Liberalizacja rynku gazu idzie pełną parą. W tym miesiącu weszła w życie ustawa, która zmusza PGNiG do sprzedawania coraz większej ilości gazu poprzez Towarową Giełdę Energii (obligo gazowe). Z drugiej strony Urząd Regulacji Energetyki zwalnia dużych odbiorców z taryfowania. To oznacza, że będą mogli szukać najtańszej dostępnej oferty. W kontekście spodziewanego wzrostu konkurencji (do wejścia na polski rynek już ustawia się kolejka firm, które zamierzają rywalizować z PGNiG), sytuacja dla Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa nie jest komfortowa. Nie ma wątpliwości, że spółka, do której należy dziś około 98 proc. rynku, będzie tracić w nim udziały. – Pytanie tylko, ile i czy zdołamy utratę udziałów zrekompensować większymi przychodami od pozostałych klientów lub też przychodami ze sprzedaży innych produktów – zastanawia się Jerzy Kurella pełniący obowiązki prezesa PGNiG.
PGNiG pod presją
Jeszcze w tym roku PGNiG na giełdzie sprzeda 1,5 mld m sześc. gazu. W przyszłym roku na TGE może się pojawić już 6 mld m sześc. surowca, a w 2015 roku – grubo ponad 8 mld m sześc. Część ekspertów ma wątpliwości, czy popyt zrównoważy podaż. PGNiG od grudnia 2012 roku, gdy ruszyła giełda gazu, na rynku zaoferowało ponad 2,5 mld m sześc. błękitnego paliwa. Sprzedać udało się ledwie ułamek tego – około 50 mln m sześc.
– Do zawarcia transakcji trzeba dwóch stron, ale nie mam pewności, czy druga strona jest gotowa i czy odbiorcy będą w stanie zakupić od nas takie wolumeny. Jeśli jednak nie sprzedamy określonych ilości, grozi nam kara za niespełnienie warunków ustawy. Mam nadzieję, że Urząd Regulacji Energetyki nie będzie nas karał dotkliwie – podkreśla Kurella.
Kara za niewypełnienie obliga giełdowego sięga 15 proc. przychodów z roku poprzedniego. To – w przypadku PGNiG – ponad 4 mld zł. Prezes URE Marek Woszczyk uspokaja jednak. – 15-proc. kara egzekwowana będzie w skrajnych przypadkach, gdyby spółka w ogóle nie próbowała realizować obliga – zaznacza. Jak tłumaczy, istotą obliga jest jednak obowiązek nie tylko zaoferowania, lecz także sprzedaży określonej ilości surowca. – To, przy braku obowiązku zakupu gazu, stwarza presję na obniżkę cen – podkreśla Woszczyk.
Analitycy nie chcą spekulować, o ile w efekcie może potanieć gaz na rynku hurtowym. Jak przekonuje Ireneusz Łazor, prezes TGE, w miarę rozwoju wolnego rynku gazu ceny na nim będą się zbliżać do cen panujących na rynku niemieckim. Tak było w Czechach.
Według Mariusza Calińskiego, prezesa Duonu, u nas będzie zapewne podobnie. Tym bardziej że przemawia za tym infrastruktura. – Są fizyczne możliwości przepływów z rynkiem niemieckim na przykład przez interkonektor w Lasowie, tzw. wirtualny rewers na gazociągu jamalskim czy wkrótce rewers fizyczny – argumentuje.
Ceny pójdą w dół
Raczej pewne jest, że PGNiG będzie musiał w tej sytuacji mocno zredukować marże na towar dla odbiorców przemysłowych (a to jedyny segment rynku, na którym zarabia, bowiem dostawy do odbiorców indywidualnych przynoszą straty). – Jeśli spółka musi sprzedać, to będzie robić wszystko, by dostosować ofertę do oczekiwań popytu. To łagodzi zapędy do eskalowania cen w momencie, w którym ceny te przestają być regulowane – tłumaczy prezes URE.
Regulator w pierwszym etapie liberalizacji, jeszcze w tym roku, z obowiązku taryfowego zwolni sprzedaż gazu dla największych odbiorców, głównie dla wielkich przedsiębiorstw z sektora chemii i nafty, które wykażą chęć kontraktowania paliwa poza cennikiem URE. Warunek – muszą zużywać ponad 25 mln m sześc. gazu rocznie. – Dziś mamy zidentyfikowanych 32 takich odbiorców. W przyszłym roku, gdy kryterium będzie łagodniejsze i wyniesie 2,5 mln m sześc. rocznego zużycia, zwolnieniem z regulacji objętych może zostać ponad 300 podmiotów. To liczba firm, która odpowiada za około 40 proc. krajowych potrzeb gazowych – wyjaśnia.
Firmy z branży gazu, konkurencyjne wobec PGNiG, oczekują jednak, że URE uwolni także ceny dla pozostałych segmentów rynku. – Chcemy oferować gaz odbiorcom indywidualnym i małemu biznesowi, a ten segment wciąż będzie taryfowany – zaznaczają w firmie Duon. Z deklaracji URE wynika, że tzw. kuchenkowicze będą chronieni co najmniej do końca 2016 roku. Według Jacka Kwiatkowskiego, prezesa polskiego oddziału VNG, to utrudni konkurencję w tym segmencie. – Problem pojawi się w sytuacji, gdy gaz na giełdzie będzie droższy niż poziom cen taryfowanych – wskazują eksperci. Już teraz się zdarza, że na giełdzie metr sześcienny gazu kosztuje 1,27 zł, podczas gdy w taryfie nie przekracza poziomu 1,25 zł.
Co z tą konkurencją
Taka sytuacja może spowodować, że rywalizacja między PGNiG a innymi dostawcami skoncentruje się wyłącznie na odbiorcach przemysłowych. Jerzy Kurella przekonuje, że konkurencja, która będzie się rodzić w efekcie tej liberalizacji, nie będzie zatem do końca uczciwa. – Z jednej strony jesteśmy bowiem poddani konkurencji na rynku hurtowym, a z drugiej taryfie dla odbiorców indywidualnych, w przypadku której mamy do czynienia z ujemną marżą – podkreśla Kurella.
Konkurencyjne spółki interesuje tylko rentowny biznes. – Na pewno nie będziemy sprzedawać z ujemną marżą – rozwiewa wątpliwości prezes Duonu. To oznacza, że dostawcy gazu będą chcieli odebrać rynek hurtowy PGNiG. W ten segment celują już m.in. Shell, RWE i GDF Suez. Konsekwencje mogą być takie, że polski koncern będzie miał kłopot z ulokowaniem zakontraktowanych już ilości gazu. – Trzeba pamiętać, że realizujemy dwa duże kontrakty – jamalski i katarski – z formułą „take or pay”. Jeśli nie będziemy w stanie sprzedać tego gazu i tak będziemy musieli zapłacić. Nasza sytuacja zmieni się dopiero po 2022 r., gdy wygaśnie umowa z Gazpromem – dodaje prezes PGNiG.
Wątpliwości mają także duzi odbiorcy gazu, którzy twierdzą, że nie będą w stanie skorzystać z dobrodziejstw liberalizacji. Firmy są bowiem związane kilkuletnimi kontraktami z PGNiG i nie mają możliwości zamówienia paliwa na rynku. – Wychodzenie z obowiązujących długoterminowych umów nie będzie łatwe. Spółki związane są sztywnymi dostawami, a za obligiem giełdowym nie poszły przepisy, które umożliwiłyby odbiorcom w praktyce zdywersyfikować portfel – tłumaczy Krzysztof Lokaj, ekspert Polskiej Izby Przemysłu Chemicznego.
A możliwość swobodnej zmiany sprzedawcy i odsprzedaży gazu to obok dostępu do infrastruktury przesyłowej jedne z najistotniejszych elementów niezbędnych do zaistnienia konkurencyjnego rynku gazu. Sprawą zajął się już Urząd Ochrony Konkurencji i Konsumentów. Pod lupę wziął politykę kontraktową w umowach odbiorców przemysłowych i dystrybutorów gazu. Na celowniku znalazły się m.in. zapisy utrudniające firmom zmniejszenie w kolejnych latach ilości zamawianego gazu. Wojciech Słowiński, partner PWC, przekonuje, że aby wolność kontraktowa zaistniała, należy uzupełnić zapisy prawa o mechanizm częściowej zmiany sprzedawcy. Duzi odbiorcy (przemysł) nie mogą bowiem w 100 proc. zrezygnować z odbioru od dotychczasowego głównego dostawcy. Nie znaleźliby bowiem tak dużego wolumenu gazu na giełdzie czy u innych sprzedawców, których skala działalności jest wciąż niewielka. Nie mogą też kupić dodatkowych ilości gazu u alternatywnego dostawcy, ponieważ zapotrzebowanie na paliwo gazowe zostało już zakontraktowane na wiele lat. To sprawia, że, jak prognozują eksperci, przy rocznym zużyciu gazu na poziomie 15 mld m sześc. przedmiotem wolnej konkurencji może być zaledwie około 3 mld m sześc., bo reszta jest objęta właśnie sztywnymi dostawami.
Najważniejsza jest wolność infrastrukturalna
Jedną z głównych barier rozwoju rynku gazu w Polsce są ograniczenia występujące po stronie infrastruktury. Mateusz Zieliński z biura analiz sektorowych BRE Banku podkreśla, że brak wystarczającej liczby połączeń międzysystemowych z innymi krajami skutecznie ogranicza konkurencję. W tej sytuacji konieczna jest rozbudowa dotychczasowej siatki transgranicznych połączeń. Pomocny w dywersyfikacji źródeł dostaw gazu ziemnego do Polski ma być także budowany w Świnoujściu terminal LNG pozwalający na odbieranie gazu drogą morską z dowolnego miejsca na ziemi. Jego ukończenie planowane jest na koniec 2015 r. Istotną rolę do odegrania ma w tym przypadku Gaz-System. Spółka do 2014 r. ma wybudować ponad 1000 km nowych gazociągów przesyłowych o wartości około 8 mld zł. Rozbudowa sieci może stanowić ważny element korytarza gazowego Północ-Południe, łączącego nasz terminal LNG z planowanym terminalem LNG w Chorwacji. Elementem korytarza ma być gazowy łącznik ze Słowacją lub Czechami. Na razie oba projekty są na etapie przedinwestycyjnym. Podobnie jak projekt budowy gazociągu na Litwę. Koszt budowy tej magistrali szacuje się na 2 mld zł, z czego polska strona zainwestuje około 1,2 mld zł. Przepustowość gazociągu ma sięgać 5 mld m sześc. Połączenie Litwa–Polska może stanowić jeden z elementów strategii integracji rynków energetycznych i krajów w regionie Morza Bałtyckiego. W kontekście budowy alternatywnych źródeł dostaw gazu – istotnych dla zaistnienia konkurencyjnego rynku – spore znaczenie ma także przyszłe wydobycie niekonwencjonalnego surowca.
Poszukiwania gazu łupkowego na razie są na wczesnym etapie, ale firmy gazowe wiążą z nimi spore nadzieje. Dziś krajowe wydobycie surowca (konwencjonalnego) sięga 4,3 mld m sześc. Aż 70 proc. gazu zużywanego co roku w Polsce musimy importować. Sprowadzamy go głównie z Rosji (ponad 80 proc. udziału w imporcie), ale także z Niemiec i Czech.