Materiał przygotowany we współpracy z PGNIG OD, Grupa Orlen

Do świadomości osób, które tworzą prawo, ale również partnerów biznesowych na rynku przebija się potrzeba zwiększenia współpracy sektorów ciepłowniczego z elektroenergetyką i rynkiem gazu. Mowa o tzw. sector couplingu, a więc łączeniu sektorów. – Mamy wielki potencjał w kraju – mówił prezes Izby Gospodarczej Ciepłownictwo Polskie Jacek Szymczak, który otworzył pierwszą edycję „Akademii zakupu gazu” w warszawskiej Akademii Leona Koźmińskiego. Podkreślił on, że sektor ciepłowniczy należy do jednego z najlepiej rozwiniętych w Unii Europejskiej. – Jako ciepłownictwo systemowe jesteśmy i powinniśmy być partnerem dla sektora elektroenergetycznego i sektora gazowniczego. Ta forma przekazania wiedzy o rynku gazowym w Polsce ma ułatwić np. ciepłownictwu odnalezienie się na rynku gazu ziemnego, który coraz śmielej przejmuje rolę węgla w polskim cieple – dodał.

Takie zmaganie o łączenie rynku już trwa na styku elektroenergetyki i ciepła. – Branża ciepłownicza od dłuższego czasu stara się zapewnić na poziomie przepisów prawa, by ciepło systemowe z kotłów elektrycznych zaliczano do efektywnych systemów ciepłowniczych, a być może w niektórych warunkach do wypełnienia celów OZE. Staramy się o to, żeby taki sam warunek był spełniony dla wielkoskalowych pomp, aby 100 proc. ciepła miało status efektywnego systemu ciepłowniczego – wskazuje Szymczak.

Oferta dla ciepłowni

Drugim elementem tzw. sector couplingu jest współpraca z sektorem gazowniczym. Na poziomie bezpośrednim to sprawa kształtowania wzajemnych umów i wokół tego tematu koncentrowała się tegoroczna „Akademia zakupu gazu”, organizowana przez PGNiG Obrót Detaliczny, Grupa Orlen we współpracy z Towarową Giełdą Energii i IGCP. – W naszym wspólnym interesie jest to, żeby umowy biznesowe były coraz bardziej elastyczne, odpowiadały na zapotrzebowanie i charakterystykę funkcjonowania naszego sektora, a równocześnie, żeby wspólnie opracować, zdiagnozować bariery prawne. W wielu aspektach dużo więcej zależy od legislacji krajowej niż unijnej – wskazywał prezes IGCP.

Pierwszą formą otwarcia się sektora gazowego na rynek ciepłowniczy może być poszukiwanie wspólnych synergii biznesowych. Przykładem może być działalność PGNiG OD, Grupa Orlen, która poza sprzedażą gazu wraca do sprzedaży energii elektrycznej. – Formą partnerstwa, jaką chcemy zaoferować ciepłowniom, które produkują ciepło w skojarzeniu z energią elektryczną, jest odkup od nich energii. Jeśli dana ciepłownia będzie od nas kupować gaz i jednocześnie nie będzie miała co zrobić z nadwyżką wyprodukowanej energii i będzie chciała ją sprzedać, to my będziemy zainteresowani odbiorem tej energii po korzystnym rozliczeniu z ciepłownią – podkreśla Jakub Szelkowski, dyrektor Departamentu CNG i LNG PGNiG OD, Grupa Orlen. Jego zdaniem to forma elastyczności i szukania korzystnych rozwiązań na rynku energii ze strony spółki. Ta oferta dla ciepłowni obowiązuje już zresztą od początku listopada.

Obligo jako element liberalizacji rynku

Zmiany na rynku gazu to konsekwencja trwającej od lat stopniowej liberalizacji sektora. – Jej ważnym etapem było wprowadzenie przed laty obliga giełdowego, a więc obowiązku sprzedaży surowca poprzez Towarową Giełdę Energii. Chodziło o większą transparentność procesu obrotu gazem na rynku hurtowym i jednocześnie uzyskanie wiarygodnej ceny rynkowej. Handel na giełdzie uznać można za najbardziej bezpieczną i funkcjonalną formę uwalniania rynku gazu. Aby zapewnić odpowiedni strumień towaru, ustalono ten obowiązek na poziomie 55 proc. gazu sprowadzanego z zagranicy i wydobywanego ze złóż krajowych – przypomina Marcin Sienkiewicz, manager ds. rynków gazu w TGE. Praktyka bywa jednak nieco inna niż zapisy w ustawie. – W przeciągu ostatnich kilku lat – na bazie naszych obserwacji – stwierdzamy, że jest to zawsze więcej i wolumen obrotu na TGE oscyluje wokół 70 proc. gazu obecnego na rynku krajowym. Oznacza to, że taka forma obrotu jest akceptowana i preferowana wśród uczestników rynku – dodał Sienkiewicz.

Co więcej, resort energii chce przywrócić od lipca 2026 r. obowiązek hurtowej sprzedaży energii elektrycznej na TGE. Obligo giełdowe dla prądu miałoby wynieść 80 proc., a w obrocie gazem wzrosnąć z 55 do 85 proc. Te zmiany ujęto w projekcie noweli ustawy – Prawo energetyczne resortu energii.

Geopolityka, pogoda i magazyny

Podejmowanie kluczowych decyzji w świecie tak licznych zmiennych łatwe nie jest. Cena gazu jest kształtowana przez wiele czynników, takich jak geopolityka, pogoda, relacje między popytem a podażą, awarie infrastruktury, zapełnienie magazynów gazu, popyt na LNG w Azji, ceny uprawnień do emisji CO2, a także energii, ropy i węgla. Dochodzą do tego czynniki makroekonomiczne. – Należy je rozpatrywać łącznie, a nie osobno – podkreśla Damian Wilczek, dyrektor Biura Portfela w Departamencie Zakupu, Bilansowania Gazu i Energii PGNiG OD, Grupa Orlen. Jego zdaniem firmy powinny budować kompetencje analityczne, by systematycznie zbierać i łączyć dane, budując całościowy obraz sytuacji i scenariusze decyzyjne.

Kluczowy element monitorowania sytuacji to śledzenie stanu napełnienia magazynów gazu w Polsce i w Europie (ok. 83 proc. w listopadzie br.). W kontekście relacji popytu do podaży zdecydowanie rośnie w Europie znaczenie LNG, którego import bije w Europie rekordy, jeśli chodzi o wolumeny. W najbliższych latach ten trend będzie rósł. Udział USA w dostawach do Europy w 2024 r. wyniósł 45 proc., zaś w 2025 (do września) było to już 59 proc. W przypadku Rosji ekspert podkreśla, że gaz z tego kraju nadal jest obecny w Europie, ale zgodnie z planami UE zniknie do 2027 r.

Damian Wilczek wymienił także kilka elementów, które mogą wpłynąć na ceny gazu w najbliższym czasie. Zakaz importu gazu sieciowego i LNG z Rosji do końca 2027 r. jest wysoce prawdopodobny, a reakcja cenowa powinna być krótkoterminowa. Z kolei spodziewany dalszy rozwój OZE w Chinach może przełożyć się na mniejsze zapotrzebowanie na LNG, zwłaszcza przy możliwym porozumieniu na dostawy gazu gazociągami z Rosji. Ekspert podkreśla także, że wpływ na ceny może mieć rosnący popyt na LNG w Egipcie. – Może pojawić się konkurencja o ładunki LNG i w efekcie wzrost cen – wskazuje. Dodał, że wraz z powstaniem drugiej jednostki FSRU Polska może stać się regionalnym hubem gazowym. Nowy pływający terminal, w połączeniu z istniejącą infrastrukturą – Baltic Pipe, terminalem LNG w Świnoujściu i rewersem z Niemcami – tworzy ku temu solidne podstawy.

Kluczowe czynniki w strategii zakupowej

Podstawą każdego kontraktu winno być uzasadnienie biznesowe. – Zakup gazu musi być powiązany z celem biznesowym – przetworzeniem go na produkt (ciepło, prąd, towar) i osiągnięciem marży. Kluczowa jest korelacja ceny zakupu gazu z ceną sprzedaży produktu końcowego – przypominał Maciej Michalski, dyrektor Departamentu Klientów Korporacyjnych PGNiG OD, Grupa Orlen. Jak podkreśla, w czasie dużej zmienności fundamentalne jest zarządzanie ryzykiem związanym np. z obawami o brak gazu lub brak możliwości jego odebrania. Kolejne ryzyko związane jest z ceną i z jej zmiennością (a także ceną produktów końcowych). Trzeba także zawsze uwzględniać ryzyko partnera biznesowego. – Możliwość upadłości dostawcy prowadzi do przejścia na droższą sprzedaż rezerwową. Stąd zaufanie i wybór wiarygodnego partnera są kluczowe – podkreślał Michalski. Jak przypominał, decyzje zakupowe muszą uwzględniać regulacje prawne oraz strategię firmy (np. plany rozwoju), która wpływa na zapotrzebowanie na gaz.

Biorąc pod uwagę powyższe czynniki, należy rozważyć, który sposób kontraktacji jest dla nas korzystny. Mamy do wyboru np. kontrakty ze stałą ceną. – Kiedyś były one popularne, bo ułatwiały budżetowanie, ale okazały się bardzo ryzykowne w czasach dużej zmienności cen – wskazywał Michalski. Dlatego możliwe są też kontrakty spotowe. – Choć krótkoterminowo ryzykowne, w długiej perspektywie często okazują się korzystniejsze. Zapewniają dużą elastyczność cenową i wolumenową – dodawał Michalski.

Jednak to inna forma kontraktacji może mieć więcej plusów niż minusów, choć jest bardziej skomplikowana. To kontrakty transzowe lub mieszane. – Są rekomendowane jako najbardziej zaawansowane rozwiązanie. Pozwalają na elastyczne zarządzanie portfelem zakupowym i minimalizację ryzyka – powiedział Maciej Kołodziejek, Dyrektor Biura Zarządzania Ofertą Gazową i Energii, PGNiG OD, Grupa ORLEN. Rozróżniamy transze procentowe i wolumenowe. W przypadku tych pierwszych to dostawca upraszcza portfel klienta do rozkładu procentowego, co wiąże się z wyższym narzutem, gdyż ryzyko profilu jest po stronie dostawcy. Z kolei w przypadku transz wolumenowych to klient bierze na siebie większą odpowiedzialność za kształtowanie portfela, co zazwyczaj skutkuje niższym narzutem. Rozwiązaniem idealnym, ale niejednokrotnie trudnym do realizacji, jest kontraktacja „back-to-back”, polegająca na zabezpieczeniu w gazie takiego wolumenu, który odpowiada już sprzedanej własnej produkcji.

Rady dla kupujących

Biorąc pod uwagę powyższe czynniki i zmienne, warto trzymać się kilku kluczowych rad. To przede wszystkim analiza własnych procedur zakupowych pod kątem czasu podejmowania decyzji, która pozwoli zidentyfikować „wąskie gardła”. Należy także ocenić, gdzie znajdują się posiadane punkty poboru i dostosować do tego strategię kontraktowania. Kolejny element to zidentyfikowanie kluczowych ryzyk (wolumenu, rynkowe, partnera biznesowego) i rozważenie, które z nich można mitygować wewnętrznie, a które wymagają negocjacji z dostawcą.

Co do samych kontraktów warto rozważyć wdrożenie elastycznych kontraktów transzowych (wolumenowych lub procentowych) w celu zwiększenia elastyczności i skrócenia czasu reakcji na zmiany rynkowe. Z kolei w przypadku jakichkolwiek wątpliwości klienta biznesowego warto skorzystać z pomocy tzw. opiekuna handlowego w celu omówienia nowych rozwiązań, takich jak odkup energii i możliwości negocjacji warunków bilansowania.

Materiał przygotowany we współpracy z PGNIG OD, Grupa Orlen