Mimo cieplejszych okresów przez większość czasu temperatura utrzymuje się blisko zera. Z perspektywy zużycia gazu jest to pogoda zimowa. Ustabilizowana i umiarkowanie niska temperatura jest nawet lepsza niż gwałtowne, ale krótkotrwałe mrozy. Warto także zauważyć, że niezależnie od warunków pogodowych obserwujemy duży wzrost zużycia gazu, wynikający ze wzrostu gospodarczego i większej aktywności odbiorców przemysłowych. Tylko w III kwartale 2017 r., zużycie gazu wzrosło rok do roku aż o 300 mln m sześc. Jesteśmy bardzo zadowoleni z bieżących wyników.
Na dane za IV kwartał musimy jeszcze poczekać, ale już dziś widzimy, że tendencja jest korzystna. W ciągu trzech kwartałów ubiegłego roku obserwowaliśmy wzrost na poziomie 11–13 proc. Rynek rośnie nawet szybciej niż nasza sprzedaż, dlatego też zwiększamy aktywność zarówno w obszarze oferowania atrakcyjnych usług, ale również w zakresie inwestycji w sieci dystrybucyjne, aby jak najwięcej gospodarstw domowych i odbiorców przemysłowych w Polsce miało dostęp do paliwa gazowego.
Budowa gazociągów dystrybucyjnych rzeczywiście nie jest tania, ale ponad 40 proc. kraju jest wciąż niezgazyfikowane. Zależy nam na dotarciu z naszymi usługami i ofertą do tych miejsc. Tam, gdzie nie ma uzasadnienia ekonomicznego dla budowy długich gazociągów, planujemy budowę zamkniętych sieci wyspowych opartych na stacjach regazyfikacji LNG małej skali, do których gaz w postaci płynnej będzie transportowany cysternami ze Świnoujścia. Do 2022 r. takich sieci wyspowych może powstać od 120 do 150. Mamy podpisanych prawie 500 listów intencyjnych z gminami w tej sprawie, co pokazuje, że samorządy doceniają rolę gazu w rozwoju gospodarczym i kwestiach związanych z ochroną środowiska. Jeśli chodzi o finansowanie tych inwestycji, to ich koszt zalicza się do kosztów uzasadnionych. Dlatego prezes Urzędu Regulacji Energetyki będzie je brał pod uwagę przy ustalaniu taryfy dystrybucyjnej – tak jak koszty budowy każdego innego gazociągu.
Chcemy przekonać regulatora, że warto w Polsce myśleć o taryfach dystrybucyjnych w perspektywie dłuższej niż jeden rok. Polska i Grecja to jedyne kraje w Europie, gdzie taryfa sieciowa jest ustalana na tak krótki termin. Dla nas jako inwestora oznacza to dużo większe ryzyko przy planowaniu rozwoju sieci gazociągów. Mam nadzieję, że regulator przyjmie nasze argumenty i w kolejnych latach będziemy mieć do czynienia z taryfą ustalaną na dłużej, np. trzyletnią.
Pojemność naszych magazynów wynosi ok. 3 mld m sześc. Na początku października były zapełnione w 99 proc. zapasami obowiązkowymi zgromadzonymi przez PGNiG i inne firmy importujące gaz oraz zapasami handlowymi PGNiG i zapasami w ramach umów biletowych. Od października zaczęliśmy już oczywiście, jak co roku, wtłaczanie zapasów do sieci. System magazynowania działa bardzo sprawnie. Dysponujemy także magazynami kawernowymi, które można napełniać i opróżniać w kilku cyklach w ciągu jednej zimy.
Grupa PGNiG w perspektywie pięciu lat może zwiększyć pojemność magazynów o kolejne 200–300 mln m sześc., m.in. w ramach rozbudowy magazynów koło Gdyni.
Niezależnie od tych planów podpisaliśmy umowę ramową z UkrTransGazem na korzystanie z tamtejszych magazynów i gazociągów. Chcemy być przygotowani do ich używania w ramach rozwoju naszej aktywności handlowej na tym rynku. To nie ma bezpośrednio związku z kwestiami bezpieczeństwa dostaw gazu na polskim rynku.
>>> Czytaj też: Węgry: Liczymy na to, że specjaliści z Polski także wezmą udział w rozbudowie elektrowni atomowej w Paksu
Mamy w kraju warunki, by takie centrum handlu gazem, potocznie nazywane hubem, mogło powstać: mamy dobrze działającą giełdę gazu (TGE), połączenia międzysystemowe, pojemność magazynową i odpowiednie regulacje – jak choćby handel gazem w punkcie wirtualnym. Jednak najpierw rynek musi być wystarczająco duży i pojemny. Patrząc z perspektywy dostaw, w najbliższych latach rynek będzie szybko się rozwijał. Przyczynią się do tego korytarz norweski, który połączy Polskę ze złożami gazu w Norwegii, czy wzrost mocy regazyfikacyjnych terminalu w Świnoujściu. Z drugiej strony dużo będzie zależało od rozwoju sytuacji po stronie potencjalnych odbiorców – na Ukrainie, w krajach nadbałtyckich, a także w Czechach czy na Słowacji. Przyszłość pokaże, jakie będą losy tej koncepcji. Niewątpliwie możemy tutaj mówić o perspektywie nie krótszej niż pięć lat.
Chcielibyśmy w drugą połowę 2018 r. wejść z portfelem kontraktów średnio- i krótkoterminowych z różnymi dostawcami. Rozmawiamy z przedstawicielami z kilku regionów świata, m.in. Afryki. Tam sektor LNG rozwija się prężnie, choćby w Nigerii, Mozambiku czy Angoli. Są możliwości zakupu LNG w Norwegii. Oczywistym partnerem do rozmów są także dostawcy ze Stanów Zjednoczonych. W tym przypadku w grę wchodzi też swego rodzaju rynek wtórny – ostatnią umowę zawarliśmy z dostawcą brytyjskim, firmą Centrica, który odsprzedał nam gaz produkowany właśnie w USA. Perspektywy rynku amerykańskiego, jeśli chodzi o skalę produkcji LNG, są ogromne. Na pewno nadchodzący wzrost podaży tego surowca z USA wpłynie na globalną sytuację na rynku LNG.
Gaz rosyjski dla Polski jest drogi, a kontrakt pod każdym względem bardzo przestarzały. Na pewno nie ma powrotu do tego typu umów. Nie możemy powtórzyć błędów, które postawiły Polskę w niekorzystnej sytuacji – nie podpiszemy więcej kontraktu, który zawiera niekorzystne i przestarzałe klauzule, jest zawarty na ponad 20 lat, a jego formuła cenowa jest sztywno powiązana z ceną ropy naftowej. Jeśli strona rosyjska będzie w stanie zaoferować normalne, rynkowe warunki sprzedaży gazu, może wziąć udział w staraniach o nasz rynek. Ale to z pewnością nie będzie ani długi kontrakt, ani duże wolumeny. No i musielibyśmy w Polsce zapomnieć – co będzie trudne – o tym, jak niestabilne potrafią być dostawy z Rosji. To oczywiście eufemizm. Powtórzę: bezpieczeństwo energetyczne oznacza dywersyfikację dostaw i to jest naszym priorytetem. To jest zabezpieczenie wielu źródeł dostaw po rynkowych, konkurencyjnych cenach.
Kolejna rozprawa planowana jest pod koniec I kwartału tego roku. Miała ona odbyć się we wrześniu ubiegłego roku, ale arbiter wyznaczony przez stronę rosyjską zachorował. Dopiero po rozprawie trybunał może wydać wyrok. To termin trochę późniejszy, niż zakładaliśmy, ale liczymy na korzystny dla nas wynik.
Poczekajmy na wynik arbitrażu. Obecnie spółka jest w dobrej kondycji finansowej, zdolna do realizowania strategii. Mamy mnóstwo planów inwestycyjnych, głównie związanych z zakupami złóż w Norwegii. W 2022 r. chcemy zwiększyć tam wydobycie przynajmniej do 2,5 mld m sześc. gazu rocznie, tymczasem obecnie produkujemy w Norwegii 0,5–0,6 mld m sześc. gazu. Jesteśmy zainteresowani kupnem złóż produkcyjnych lub w fazie przedprodukcyjnej. To wymaga zainwestowania sporych środków, zwłaszcza że to nie będzie jeden zakup – analizujemy inwestycje w zestaw złóż. Decyzje mogą pojawić się w każdym momencie. Rozmowy prowadzimy cały czas.
Mamy precyzyjnie określoną politykę dywidendową i chcemy, żeby była stabilna. Na wypłatę dla akcjonariuszy możemy przeznaczyć do połowy naszego skonsolidowanego zysku netto.
Faktycznie, wcześniej PGNiG Obrót Detaliczny szacowało, że niewielka podwyżka dla odbiorców detalicznych będzie konieczna. Ostatecznie jednak spółka zrewidowała plany i złożyła wniosek o pozostawienie cen w I kwartale 2018 r. na niezmienionym poziomie. Sytuacja na rynku jest dynamiczna. Dzięki umiejętnie poprowadzonej polityce zakupowej spółka kupiła wcześniej w 2017 r. część gazu z przeznaczeniem na 2018 r. po cenach niższych niż aktualnie obowiązujące na TGE.
>>> Czytaj też: Pierwsze od lat bankructwo farmy wiatrowej. Wiadomo, kto przejmie jej majątek
ⒸⓅ
