Wyzwania strategiczne

W 2020 r. zmianom na krajowym rynku gazu towarzyszył spadek cen gazu na rynkach europejskich (średnia cena gazu była niższa o 34% w porównaniu do średniej ceny z 2019 r.). Ceny gazu były silnie skorelowane z cenami gazu w Niemczech i szerzej, na rynkach europejskich.

Pomimo rozprzestrzeniania się pandemii COVID-19, GK PGNiG osiągnęła poprawę wyników finansowych i operacyjnych w 2020 r. W Polsce i Europie, w całym 2020 r. spadki zużycia gazu notowane w sektorach dotkniętych ograniczeniami były kompensowane przez zwiększenie poboru przez sektor energetyczny, korzystający z niskich cen. W efekcie, zapotrzebowanie Polski i Europy na gaz było wyższe niż w 2019 r.

Nadal widoczny jest intensywny rozwój infrastruktury LNG na globalnym rynku – zarówno służącej zwiększeniu mocy eksportowych (terminale skraplające), w szczególności w Ameryce Północnej i Australii, jak i importowych. Wcześniejsze przewidywania dotyczące istotnej nadpodaży LNG na rynku nie sprawdziły się. Uczestnictwo PGNiG w globalnym rynku LNG umożliwi optymalizację długoterminowego portfela gazu, jak również pozwoli na uzupełnienie dostaw gazu do Polski w przypadku dodatkowego popytu lub okazji cenowych (optymalizacja dostaw gazu z innych kierunków).

Dodatkowo od kilku lat słabnie korelacja rynkowych cen gazu i cen produktów ropopochodnych, a spadek cen ropy naftowej w 2020 r. (w porównaniu z 2019 r.) miał przełożenie na wyniki finansowe GK PGNiG, tj.: z jednej strony niższy koszt pozyskania gazu w ramach kontraktów długoterminowych, co zwiększa atrakcyjność importu, ale z drugiej strony niższa ekonomika zagranicznych projektów upstream z większym udziałem ropy w strukturze zasobów (głównie sprzedaż ropy naftowej wydobywanej w Norwegii), a w konsekwencji niższa wycena zagranicznego segmentu Poszukiwanie i Wydobycie.

Na wahania cenowe na rynku ropy naftowej wpłynął m.in. spadek popytu w związku z wywołanymi pandemią koronawirusa COVID-19 obostrzeniami epidemiologicznymi w wielu krajach. Dodatkowym czynnikiem była wojna cenowa pomiędzy Rosją a Arabią Saudyjską, której celem było obniżenie cen ropy i ograniczenie konkurencji. Koniec 2020 r. przyniósł optymizm na rynkach, a grudniowa średnia cena baryłki ropy Brent osiągnęła najwyższy poziom od lutego.

Portfel pozyskania gazu GK PGNiG zakłada możliwość pokrycia całego zapotrzebowania na gaz w Polsce dla GK PGNiG oraz klientów Grupy i składa się w istotnej części z kontraktów importowych długoterminowych (kontrakt jamalski i katarski).

W 2020 r. kontynuowano strategię dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego z importu, zwiększając udział dostaw z zachodu i południa (opartych o rynkowe ceny gazu w poszczególnych hubach) oraz LNG (dostawy spot oraz kontrakty długoterminowe), kosztem zmniejszenia udziału dostaw z kierunku wschodniego.

Z uwagi na wygasający po 2022 r. kontrakt jamalski, dla GK PGNiG szczególnie istotne jest budowanie alternatywnych tras dostaw gazu ziemnego do Polski, w tym głównie z kierunku północnego za pośrednictwem planowanego gazociągu Baltic Pipe. Celem Grupy po 2022 r. jest także optymalne wykorzystanie terminalu LNG w Świnoujściu, w związku z czym PGNiG powiększył swój portfel LNG o kilka umów z partnerami amerykańskimi na dostawy tego gazu do Polski.

Wzrost średniej miesięcznej temperatury głównie w okresie grzewczym powoduje spadek wolumenów sprzedaży i dystrybucji gazu ziemnego oraz wolumenów sprzedaży ciepła sieciowego.

Otoczenie regulacyjne, w którym działa Grupa PGNiG, podlega cyklicznym, istotnym zmianom, w szczególności w obszarach opodatkowania wydobycia węglowodorów oraz realizowania obliga giełdowej sprzedaży gazu. Do tego dochodzą zapowiedzi zmian proklimatycznych w prawie unijnym zgodnych z najnowszą polityką klimatyczną „Europejski Zielony Ład”. (Więcej tutaj).

Ce­le pro­kli­ma­tycz­ne UE sil­nie wspie­ra­ją zwięk­sza­nie efek­tyw­no­ści ener­ge­tycz­nej po­przez wdra­ża­nie sys­te­mo­wych dzia­łań, w wy­ni­ku któ­rych moż­li­we bę­dzie osią­ga­nie wy­mier­nych ko­rzy­ści w po­sta­ci oszczęd­no­ści w zu­ży­wa­nej ener­gii w każ­dej po­sta­ci (elek­trycz­na, gaz, cie­pło, chłód itd.) przez kom­plek­so­we ob­ję­cie kon­tro­lą i zop­ty­ma­li­zo­wa­nie pro­ce­su go­spo­da­ro­wa­nia ener­gią w przed­się­bior­stwie. Szan­są na sku­tecz­ne wdro­że­nie tych za­ło­żeń są in­no­wa­cyj­ne tech­no­lo­gie. (Wię­cej na ten te­mat w ra­por­cie opu­bli­ko­wa­nym w 2019 r. przez PGNiG: „W kie­run­ku ener­gii przy­szło­ści”)

Przy­kła­dem re­ali­za­cji po­stu­la­tów efek­tyw­no­ści ener­ge­tycz­nej są cho­ciaż­by dzia­ła­nia po­dej­mo­wa­ne przez PGNiG TERMIKA Ener­ge­ty­ka Prze­my­sło­wa SA. Spół­ka ta już od wie­lu lat jest li­de­rem w za­kre­sie ener­ge­tycz­ne­go za­go­spo­da­ro­wa­nia me­ta­nu z od­me­ta­no­wa­nia ko­palń w ce­lach pro­duk­cji ener­gii elek­trycz­nej, cie­pła i chło­du w ko­ge­ne­ra­cji na po­trze­by ko­palń Ja­strzęb­skiej Spół­ki Wę­glo­wej oraz miesz­kań­ców Ja­strzę­bia­-Zdro­ju i oko­lic. Rocz­nie spół­ka za­go­spo­da­ro­wu­je po­nad 70 mln m³ me­ta­nu z od­me­ta­no­wa­nia ko­palń. Skut­ku­je to znacz­nym ogra­ni­cze­niem ilo­ści me­ta­nu uwal­nia­ne­go do at­mos­fe­ry, a co za tym idzie – re­duk­cją emi­sji dwu­tlen­ku wę­gla na po­zio­mie 900 tys. ton rocz­nie.

Z ko­lei z pro­ble­ma­ty­ką wy­ko­rzy­sta­nia cie­pła od­pa­do­we­go współ­gra pro­mo­wa­ne już od wie­lu lat za­gad­nie­nie sko­ja­rzo­ne­go wy­twa­rza­nia ener­gii elek­trycz­nej i cie­pła, tj. ko­ge­ne­ra­cja (Com­bi­ned He­at and Po­wer, CHP). W sys­te­mach wy­twa­rza­nia ener­gii elek­trycz­nej ba­zu­ją­cych na pro­ce­sie spa­la­nia pa­liw cie­pło to nic in­ne­go jak ubocz­ny pro­dukt wy­twa­rza­nia ener­gii elek­trycz­nej. W Pol­sce dzia­ła­nia zwią­za­ne z wy­twa­rza­niem ener­gii elek­trycz­nej w ko­ge­ne­ra­cji re­ali­zu­je m.in. PGNiG TERMIKA SA w War­sza­wie. Spół­ka pro­wa­dzi in­we­sty­cje w no­wo­cze­sne blo­ki ga­zo­wo­-pa­ro­we wy­twa­rza­ją­ce ener­gię elek­trycz­ną i cie­pło w ko­ge­ne­ra­cji. Przy­kła­dem mo­że być in­we­sty­cja EC Że­rań