Problem z gazowymi kontraktami PGNiG

Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo prawdopodobnie nadal będzie samodzielnie się zmagało z problemem nadmiaru gazu, którego cena jest w dodatku wyższa od obowiązującej na rynkach Europy Zachodniej – twierdzą zgodnie specjaliści. Konsekwencją może być brak liberalizacji krajowego rynku i nadal regulowane ceny przez Urząd Regulacji Energetyki.

Maciej Bando, prezes tej instytucji, w wywiadzie opublikowanym w poniedziałkowej „Rz" przedstawia kilka możliwych rozwiązań. W jednym z nich jest mowa o ewentualnym wykupie akcji PGNiG przez resort skarbu, który obecnie kontroluje 72,4 proc. kapitału firmy. Na zrealizowanie takiego scenariusza MSP musiałoby wydać, przy obecnym kursie, około 8,58 mld zł.

– Skarb Państwa dotychczas poprzez przeprowadzane prywatyzacje pozyskiwał pieniądze z giełdy, a nie był ich dostarczycielem. Z tego powodu nie widzę większych szans na ogłoszenie wezwania i skup walorów PGNiG – mówi Tomasz Ściesiek, analityk Ipopema Securities.

Różne opcje

Jego zdaniem resort skarbu nie zdecyduje się też na ewentualne przejęcie spółki wydzielonej z PGNiG, do której zostałyby wniesione kontrakty gazowe. Realizacja takiego scenariusza oznaczałaby, że Skarb Państwa godzi się na ponoszenie co najmniej do 2022 r. kosztów realizacji nierentownego kontraktu jamalskiego, a w konsekwencji na dotowanie wydzielonej firmy.

Prawdopodobnie nie będzie można też zastosować rozwiązania, jakie wprowadzono kilka lat temu w zakresie kontraktów długoterminowych w polskiej elektroenergetyce. – W tej sytuacji resort skarbu zapewne będzie dążył do utrzymania obecnego stanu rzeczy. To z kolei oznacza, że PGNiG nadal będzie brało na siebie ryzyka wynikające z realizacji długoterminowych umów gazowych – uważa Ściesiek.

Brak szczegółów

Resort skarbu przypomina, że PGNiG od wielu lat realizuje zadania dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju polegające w szczególności na zapewnieniu utrzymania stabilności dostaw gazu do odbiorców, równoważenia bilansu paliw gazowych oraz intensyfikacji działalności wydobywczej gazu.

– Z uwagi na rolę spółki w zapewnieniu bezpieczeństwa energetycznego państwa wszelkie działania związane z jej funkcjonowaniem, w szczególności dotyczące kontraktów długoterminowych, wymagają głębokiej analizy i wielowątkowego podejścia do tematu – wyjaśnia wydział prasowy MSP.

Jego przedstawiciele zapewniają, że resort śledzi zachodzące na rynku gazu zmiany, w szczególności liberalizację. MSP przekonuje, że jest gotowe wesprzeć działania, które przyczynią się do rozwoju tego rynku, ale przy zapewnieniu bezpieczeństwa państwa. Żadnych szczegółów jednak nie podaje.

Potrzebna obniżka

– Renegocjacja kontraktów długoterminowych zawartych przez PGNiG z Gazpromem i Qatargasem, zwłaszcza w zakresie ceny, jest jedynym sensownym rozwiązaniem, które w mojej ocenie może się przyczynić do pełnej liberalizacji rynku gazu w Polsce. Realizacja innych proponowanych dziś opcji, np. wykup akcji giełdowej spółki i wycofanie jej z GPW, a później wspieranie spółki, która ponosiłaby wymierne straty na handlu gazem, prawdopodobnie zostałaby przez organy UE uznana za niedozwoloną pomoc publiczną i dziś raczej nie wchodzi w grę – uważa Flawiusz Pawluk, analityk UniCredit CAIB Poland.

W jego ocenie PGNiG może mieć w tym roku problem z gazem kupowanym w ramach kontraktu jamalskiego. Spółka w I kwartale nabyła go stosunkowo mało, co oznacza, że w kolejnych miesiącach będzie musiała zwiększyć zakupy surowca, aby spełnić warunki klauzuli take or pay mówiące o minimalnym poziomie zakupów błękitnego paliwa w skali roku.

– Konieczność nabycia droższego surowca z kontraktu jamalskiego, kosztem tańszych dostaw realizowanych z rynków Europy Zachodniej, może mieć negatywny wpływ zwłaszcza na wyniki spółki w IV kwartale – twierdzi Pawluk. ?

Podyskutuj z nami na Facebooku www.fa­ce­bo­ok.com/eko­no­mia. Czy PGNiG powinno kupować droższy gaz dla zapewnienia dywersyfikacji dostaw surowca?

Polska może mieć za dużo surowca

Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo musi realizować dwie duże umowy na dostawy błękitnego paliwa, które zostały zawarte z inicjatywy rządu. Pierwsza z nich ?to tzw. kontrakt jamalski z Gazpromem. Był wynikiem podpisanego kilka lat temu porozumienia pomiędzy rządami Polski i Rosji. Druga umowa to z kolei tzw. kontrakt katarski, zawarty przez PGNiG, aby umożliwić dywersyfikację dostawy gazu do Polski i zapewnić wykorzystanie powstającego terminalu na skroplony gaz LNG w Świnoujściu. Ich realizacja oznacza wymierne koszty dla giełdowej spółki, gdyż cena gazu kupowanego w ramach pierwszej z umów wynosi dziś około 400 dol. za 1 tys. m sześc., a w drugiej będzie oscylować w pobliżu 500 dol. Tymczasem kurs surowca na giełdach zagranicznych spadł już znacznie poniżej obu tych cen.

Problemem jest też wolumen gazu. W ramach kontraktu jamalskiego PGNiG musi kupować rocznie około 10 mld m sześc. surowca, i to aż do 2022 r. Z kolei w ramach umowy zawartej z Qatargasem konieczny jest odbiór 1,6 mld m sześc. surowca rocznie. Dostawy statkami mają ruszyć od początku przyszłego roku i potrwać 20 lat. Dla porównania nasz kraj zużywa około 15 mld m sześc. surowca. Część jednak pozyskuje z krajowych złóż (4,3 mld m sześc.), a część z rynków zagranicznych, gdzie jest on zazwyczaj dużo tańszy niż u nas. Do tego w Polsce rośnie konkurencja i postępuje liberalizacja, która może doprowadzić do tego, że grupa PGNiG nie będzie miała komu sprzedać posiadanego paliwa.

Opinia:

Andrzej ?Sikora

prezes Instytutu Studiów Energetycznych