Firmy obawiają się, że nadal będziemy mieli do czynienia z wysokimi cenami gazu

Ceny gazu ziemnego na europejskich giełdach systematycznie rosną od lutego. Wówczas rynek miał do czynienia z najniższymi ich poziomami odnotowywanymi w tym roku. Na czołowej europejskiej giełdzie TTF kontrakty z dostawą na następny miesiąc kosztowały nawet poniżej 29 euro za 1 MWh (megawatogodzina), a na polskiej TGE wartość kluczowego indeksu TGEgasDA wynosiła 105,48 zł za 1 MWh. Wzrosty, jakie miały miejsce w ostatnim czasie, doprowadziły do sytuacji, że dziś ceny błękitnego paliwa są najwyższe w tym roku, mimo że zima dopiero przed nami. Na TFF kurs surowca chwilami przekraczał już 48 euro, a na TGE zbliżał się do 230 zł.

Zimą o cenach gazu zazwyczaj decyduje pogoda

Orlen, dominujący gracz na polskim rynku gazu ziemnego, średnią tegoroczną cenę surowca w Europie szacuje od pół roku na poziomie około 160 zł. Wcześniej zakładał, że wyniesie 150 zł. Koncern zauważa, że na TTF, który stanowi punkt odniesienia dla cen gazu na Starym Kontynencie, od początku sezonu zimowego (zaczął się 1 października) ceny wzrosły o 20 proc. „Ma to m.in. związek ze zwiększonym sezonowym zapotrzebowaniem na gaz oraz wysokimi cenami gazu w Azji Wschodniej, która konkuruje z Europą o dostawy surowca. Głównym czynnikiem wpływającym na zmienność cen zimą jest pogoda” – twierdzi zespół prasowy Orlenu.

Czytaj więcej

Gaz

Norwegia nacjonalizuje gazociągi, w tym Orlenu

To nacjonalizacja, ale wolnorynkowa. Rząd Norwegii porozumiał się z siedmioma prywatnymi właścicielami gazociągów, w tym z Orlenem, w sprawie przekazania państwu większości rozległej sieci magistrali eksportowych począwszy od 2024 r. Zapłaci za nie równowartość 1,6 mld dol.

Zauważa, że ostatnie dwa tygodnie to ochłodzenie w Europie, a za tym zwiększył się popyt, co podniosło ceny gazu. Zjawisku temu towarzyszył spadek wietrzności i większe wykorzystanie turbin gazowych w sektorze energetyki. Do tego ceny na giełdach są podbijane przez czynniki geopolityczne i nasilające się ataki Rosji na infrastrukturę energetyczną w Ukrainie. W efekcie Orlen ewentualnych spadków cen błękitnego paliwa spodziewa się co najwyżej w wyniku zwiększonej podaży LNG (skroplony gaz ziemny) do Europy i ocieplenia.

W tym roku grupa Orlen najwięcej gazu pozyskała z Norwegii przez rurociąg Baltic Pipe oraz za pośrednictwem terminala LNG w Świnoujściu. „Wolumeny importu z obydwu kierunków, do października tego roku, były na porównywalnym poziomie. Orlen najwięcej LNG pozyskuje z kierunku amerykańskiego i katarskiego, a w 2024 r. ściągnął też ładunki z Egiptu, Norwegii oraz Trinidadu i Tobago” – informuje spółka.

Po trzech kwartałach łączny import gazu zrealizowany przez grupę Orlen do Polski wyniósł 9,6 mld m sześc. wobec 10,2 mld m sześc. w tym samym czasie 2023 r. Do tego należy dodać wydobycie własne w naszym kraju, które spadło do 2,4 mld m sześc. z 2,5 mld m sześc. Kolejna istotna sprawa dotyczy wypełnienia magazynów gazu. Na koniec września było w nich 2,4 mld m sześc. surowca, podczas gdy rok temu – 3,3 mld m sześc. Z danych operatora polskich magazynów gazu, czyli Gas Storage Poland, wynika jednak, że dziś są one wypełnione w 96 proc., co oznacza zgromadzenie 3,2 mld m sześc. błękitnego paliwa. W efekcie problemów z dostawami gazu do finalnych odbiorców w Polsce być nie powinno. W tym kontekście warto też pamiętać, że gwałtowny wzrost cen surowca powoduje istotne ograniczenie popytu, co doskonale było widać m.in. dwa lata temu, gdy kursy błękitnego paliwa były rekordowo wysokie.

Orlen nie informuje, jaki wpływ na jego działalność mają obecne wzrosty cen gazu. Co do zasady wiadomo jednak, że pozytywnie oddziałują na zyski wypracowywane w biznesie wydobywczym i negatywnie w rafineryjnym, petrochemicznym i energetycznym. W obszarze obrotu i magazynowania wpływ zmian cen gazu nie jest już tak jednoznaczny.

Uwaga na niespodziewane wydarzenia geopolityczne

Tauron ocenia, że w tym roku głównymi czynnikami podtrzymującymi wzrosty cen gazu są wydarzenia związane z konfliktami w Ukrainie i na Bliskim Wschodzie oraz warunki pogodowe w Azji, które zwiększyły zapotrzebowanie na surowiec w tym regionie świata. Dodatkowo koncern wskazuje na niską w III kwartale produkcję realizowaną przez elektrownie wiatrowe w Europie oraz spadające temperatury powietrza. „W przypadku mroźnej zimy, wzrostów cen na rynkach powiązanych, np. praw do emisji CO2, niespodziewanych wydarzeń związanych z konfliktami oraz zmniejszeniem się podaży gazu z Norweskiego Szelfu Kontynentalnego lub LNG drogą morską, istnieje prawdopodobieństwo, że ceny nadal będą sięgały powyżej 45 euro za MWh” – szacuje zespół prasowy Tauronu.

Katowicka grupa jest aktywnym uczestnikiem rynku gazu w Polsce, w związku z czym stara się przewidywać zmiany cen surowca i na nich budować wartość dodaną. Zapewnia, że wysokie ceny nie mają znaczącego wpływu na jej wyniki finansowe, bowiem główną działalnością koncernu jest wytwarzanie, sprzedaż i dystrybucja energii. Gaz wartościowo prezentuje mały udział w wynikach grupy, ponieważ stanowi działalność dodatkową. „Dla naszych klientów dostawy gazu zabezpieczyliśmy już jakiś czas temu bądź zabezpieczamy je na bieżąco po cenach rynkowych. Na bieżąco analizujemy fluktuację cen gazu, starając się antycypować ewentualną zmianę trendu cenowego” – przekonuje Tauron.

W zgoła odmiennej sytuacji jest grupa Azoty. – Gaz ziemny stanowi podstawowy surowiec do produkcji nawozów, w przypadku kosztów wytworzenia nawozów azotowych to około 60 proc. sumy kosztów. Koszt zakupu gazu to podstawowy czynnik determinujący konkurencyjność obok pozostałych kosztów energetycznych (ciepła i energii elektrycznej), kosztów emisji, które w UE wynikają z wdrożonego systemu handlu emisjami ETS – informuje Monika Darnobyt, rzeczniczka prasowa Azotów. Po trzech kwartałach koncern na zakup błękitnego paliwa wydał 2,14 mld zł, co oznaczało spadek tego kosztu w ujęciu rok do roku o 21,7 proc. Porównując sam III kwartał, widać już jednak zwyżkę o 28 proc. (do 832 mln zł). Koncern 76 proc. nabywanego gazu zużywa do produkcji nawozów, 18 proc. do wytwarzania produktów chemicznych i 6 proc. do tworzyw.

Azoty nie za bardzo mają też możliwości prowadzenia w pełni swobodnej polityki zakupowej w zakresie gazu. Główna przyczyna to trudna sytuacja finansowa koncernu, ale nie tylko. – Z racji ograniczeń wynikających z ustawy o zapasach obowiązkowych gazu od 2017 r. nie importujemy surowca bezpośrednio. Poza niewielkimi ilościami kupowanymi na TGE dominującym dostawcą jest Orlen – przyznaje Darnobyt. Przekonuje, że konsumpcja gazu w fabrykach grupy jest stabilna w trakcie roku i odmiennie niż w energetyce nie podlega sezonowości. W efekcie ma być to duża zaleta dla dostawcy Azotów, gdyż jego grupa jest stałym i bezpiecznym odbiorcą.