Na otoczenie regulacyjne segmentu Obrót i Magazynowanie składa się szereg aktów prawa krajowego, jak również unijnego. Do głównych krajowych aktów prawnych regulujących działalność Grupy PGNiG w zakresie obrotu i magazynowania należą:

• Prawo energetyczne,
• Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 24 października 2000 roku w sprawie minimalnego poziomu dywersyfikacji dostaw gazu z zagranicy,
• Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 28 czerwca 2013 roku w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi,
• Ustawa o efektywności energetycznej,
• Ustawa o zapasach ropy naftowej, produktów ropopochodnych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym,
• Rozporządzenie UE nr 994/2010 w sprawie środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego,
• Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) nr 1227/2011 z dnia 25 października 2011 roku w sprawie integralności i przejrzystości hurtowego rynku energii.

Prawo energetyczne oraz akty wykonawcze do tej ustawy określają podstawowe zasady obrotu gazem ziemnym, udzielania koncesji i kształtowania taryf energetycznych. Wpływ na kształt ustawy wywarły akty prawne zawarte w tzw. Trzecim Pakiecie Energetycznym, w szczególności Dyrektywa 2009/73/WE z dnia 13 lipca 2009 roku dotycząca wspólnych zasad rynku wewnętrznego gazu ziemnego oraz Rozporządzenie nr 715/2009 w sprawie warunków dostępu do sieci przesyłowych gazu ziemnego. Zgodnie z postanowieniami Prawa energetycznego prowadzenie działalności w zakresie obrotu paliwami gazowymi i energią elektryczną wymaga uzyskania koncesji od prezesa URE. Działalność obrotowa PGNiG prowadzona jest na podstawie następujących koncesji:

• koncesji na obrót paliwami gazowymi,
• koncesji na obrót gazem ziemnym z zagranicą,
• koncesji na obrót paliwami ciekłymi oraz 
• koncesji na obrót energią elektryczną.

Z kolei PGNiG OD posiada:

• koncesję na obrót paliwami gazowymi oraz 
• koncesję na obrót energią elektryczną.

W dniu 11 września 2013 roku weszła w życie nowelizacja ustawy – Prawo energetyczne (tzw. mały trójpak energetyczny) ustanawiająca obowiązek przedsiębiorstwa energetycznego zajmującego się obrotem paliwami gazowymi do sprzedaży na giełdzie części gazu ziemnego wysokometanowego wprowadzonego w danym roku do sieci przesyłowej (tzw. obligo giełdowe). W rezultacie, PGNiG, jako jedyny faktyczny adresat tego obowiązku, zobowiązany został do sprzedaży za pośrednictwem giełdy nie mniej niż 30% (w okresie od dnia wejścia w życie ustawy do końca 2013 roku), 40% (w 2014 roku), a docelowo od 2015 roku – 55% gazu wysokometanowego wprowadzanego w danym roku do sieci przesyłowej. Z uwagi na brak odpowiedniego poziomu popytu na gaz oferowany przez PGNiG na giełdzie w początkowym okresie obowiązywania obliga, Spółka nie była w stanie wypełnić tego zobowiązania. Wobec zaistniałej sytuacji, w dniu 26 czerwca 2014 roku przyjęto nowelizację Prawa energetycznego, która wprowadziła tzw. sukcesję generalną umów. W wyniku jej wejścia w życie, z dniem 1 sierpnia 2014 roku działalność operacyjną rozpoczęła spółka PGNiG OD, która pozyskuje gaz na TGE, a następnie sprzedaje go odbiorcom indywidualnym. Od momentu rozpoczęcia działalności przez PGNiG OD obserwuje się bardzo istotny wzrost sprzedaży gazu za pośrednictwem giełdy. Brak realizacji obliga giełdowego na poziomie ustawowym powoduje istotne ryzyko nałożenia na spółkę kary pieniężnej. Przedmiotowa kara wymierzana jest przez prezesa URE i może wynosić do 15% wartości przychodów wynikających z działalności koncesjonowanej w zakresie obrotu paliwami gazowymi. Podjęte przez spółkę inicjatywy pozwalają z dużym przekonaniem przyjąć, że pomimo wzrostu poziomu obowiązku z 40% do 55% dla roku 2015 uda się zrealizować obligo gazowe.

Zagadnienia związane z zapewnieniem bezpieczeństwa paliwowego państwa są uregulowane w unijnym Rozporządzeniu nr 994/2010 z dnia 20 października 2010 roku w sprawie środków zapewniających bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego oraz w ustawie o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym. Ustawa określa zasady tworzenia, utrzymywania i finansowania zapasów gazu ziemnego przez przedsiębiorstwa energetyczne.

Ważnym dla PGNiG dokumentem jest także Ustawa o efektywności energetycznej z dnia 15 kwietnia 2011 roku, która stanowi implementację do polskiego prawa dyrektywy 2006/32/WE w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych. Ustawa określa krajowy cel w zakresie oszczędności energii finalnej i jako środek realizacji tego celu wprowadza system świadectw efektywności energetycznej – białych certyfikatów. Jako przedsiębiorstwa obrotu PGNiG i PGNiG OD mają obowiązek zakupu i umorzenia świadectw efektywności energetycznej lub uiszczenia opłaty zastępczej.

Kalkulacja taryf

Kluczowym czynnikiem wpływającym na działalność regulowaną Grupy PGNiG jest uzależnienie przychodów Grupy m.in. od taryf zatwierdzanych przez prezesa URE. Poziom taryf decyduje o możliwości uzyskania przychodów pokrywających ponoszone koszty uzasadnione wraz ze zwrotem z zaangażowanego kapitału. W obecnych warunkach, znacząca wielkość tych przychodów jest zależna od cen sprzedaży paliwa gazowego, które z wyjątkiem sprzedaży za pośrednictwem TGE, podlegają regulacji. Zasady ustalania taryf określane są przez przepisy wykonawcze do ustawy Prawo energetyczne, przede wszystkim przez tzw. rozporządzenie taryfowe. Stosowana metodologia kształtowania taryf opiera się na wielkościach planowanych. Nietrafność oszacowania przez odbiorców wolumenu zapotrzebowania na gaz (przenosząca się na wielkość prognozowanych zakupów i dostaw) oraz niemożliwe do dokładnego zaprognozowania zmiany cen gazu ziemnego nabywanego z importu, a także kursów walutowych (wpływające ostatecznie na wysokość kosztów pozyskania gazu z zagranicy) mogą niekorzystnie wpłynąć na wyniki finansowe Grupy PGNiG.

Cena zakupu gazu z importu

Ceny gazu z importu ustalane są w USD i EUR oraz kształtowane w oparciu o formuły indeksacyjne oparte na cenach produktów ropopochodnych i /lub cenach gazu na płynnym rynku zachodnioeuropejskim. Zmiany kursów walutowych oraz cen produktów ropopochodnych i gazu istotnie wpływają na wysokość kosztów pozyskania gazu z importu. Dokładna prognoza zmian ceny gazu ziemnego obarczona jest wysokim ryzykiem błędu. Dla części wolumenów sprzedawanych w ramach sprzedaży taryfowej, istnieje zagrożenie, że pomimo ustalonych w prawie reguł określających możliwości korekty cen zatwierdzonych na okres obowiązywania taryfy, wzrost cen zakupu gazu z importu może nie być w pełni przeniesiony na wzrost cen sprzedaży gazu dla odbiorców lub zmiany te będą następowały z pewnym opóźnieniem. Z kolei w przypadku istotnego spadku cen kontraktów importowych, prezes URE ma prawo do wezwania spółki do analogicznej korekty cen taryfowych, co w rezultacie istotnie ogranicza możliwość wzrostu marży na sprzedaży w tym segmencie.

Dla sprzedaży giełdowej, która w związku z nałożonym przepisami prawa energetycznego dotyczy istotnej części wolumenów importowanych, istnieje ryzyko negatywnej dekorelacji cen pomiędzy cenami notowanymi na TGE oraz cenami wynikającymi z formuł kontraktów importowych. W przypadku materializacji powyższego ryzyka, może to doprowadzić do konieczności sprzedaży gazu po cenach niższych niż koszty jego pozyskania, co w rezultacie negatywnie odbije się na wynikach finansowych firmy.

Klauzule „bierz lub płać” (take or pay) w kontraktach importowych

W 2014 roku PGNiG było stroną czterech kontraktów, w tym dwóch długoterminowych, na dostawę paliwa gazowego do Polski posiadających tzw. klauzulę take or pay. Najważniejsze z nich to kontrakty z OOO Gazprom Eksport oraz z Qatar Liquefied Gas Company Limited (3) (Qatargas).

W dniu 9 grudnia 2014 roku PGNiG i Qatargas podpisały porozumienie dodatkowe do umowy długoterminowej sprzedaży skroplonego gazu ziemnego (LNG) z dnia 29 czerwca 2009 roku. Zgodnie z tym porozumieniem strony zmieniły zasady wykonywania umowy długoterminowej w całym okresie 2015 roku. W 2015 roku strona katarska ulokuje ilości określone umową długoterminową na innych rynkach wykorzystując swoją pozycję jednego z wiodących producentów i dostawców LNG na świecie. PGNiG pokryje ewentualną różnicę pomiędzy ceną LNG określoną w umowie długoterminowej a jego ceną rynkową uzyskaną przez Qatargas. Jeśli cena ta miałaby być niższa niż satysfakcjonująca PGNiG, wówczas odbiór niesprzedanego LNG będzie przesunięty na kolejne lata wykonywania umowy.

Obowiązek dywersyfikacji dostaw gazu z zagranicy

Maksymalne poziomy udziału gazu importowanego z jednego kraju pochodzenia w stosunku do całkowitej wielkości gazu importowanego w danym roku określa Rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 24 października 2000 roku w sprawie minimalnego poziomu dywersyfikacji dostaw gazu z zagranicy. Aktualnie wysokość ta nie może być wyższa niż 59% (lata 2015-2018).

Prezes URE za nieprzestrzeganie obowiązku dywersyfikacji dostaw gazu z zagranicy w latach 2007-2008 wymierzył Spółce karę w wysokości 2 mln zł (Sąd Ochrony Konkurencji i Konsumentów obniżył karę do 1,5 mln zł, a wskutek apelacji Spółki Sąd Apelacyjny w Warszawie zdecydował się na obniżenie kary do 0,5 mln zł). PGNiG kwestionuje sposób interpretacji przepisów rozporządzenia przyjęty przez prezesa URE oraz sądy obu instancji. Analogiczne postępowania administracyjne zostały wszczęte przez prezesa URE za nieprzestrzeganie obowiązku dywersyfikacji dostaw gazu z zagranicy w latach 2009, 2010 oraz 2011. Zakończenie postępowań odnośnie lat 2009, 2010, 2011 i 2012 jest zależne od zakończenia postępowania właściwego dla roku 2007 i 2008, toczącego się przed sądami powszechnymi.

Brak zmian w powyższym rozporządzeniu może spowodować, że do momentu rozpoczęcia dostaw gazu z innych kierunków (między innymi poprzez terminal LNG) prezes URE będzie nakładał na PGNiG kary pieniężne za nieprzestrzeganie obowiązku dywersyfikacji w kolejnych latach.

Konkurencja w obszarze sprzedaży gazu ziemnego

PGNiG pozostaje największym dostawcą gazu ziemnego na krajowym rynku. Jednakże liberalizacja rynku gazu w Polsce spowoduje w kolejnych latach istotne zmiany na rynku gazu ziemnego oraz w otoczeniu prawnym. W 2012 roku uruchomiono handel gazem ziemnym na TGE. W roku 2014 w konsekwencji wydzielenia PGNiG OD można było zauważyć dużą płynność na rynku gazu na TGE związaną również z działalnością podmiotów spoza Grupy PGNiG.

Istotną okolicznością z punktu widzenia rozwoju konkurencji na rynku gazu jest uruchomienie od dnia 1 kwietnia 2014 roku rewersu fizycznego gazu do Polski z kierunku zachodniego przez punkt Mallnow. W ramach usługi przesyłania zwrotnego na zasadach ciągłych umożliwiony został import gazu ziemnego w ilości 2,3 mld m³. Od 1 stycznia 2015 roku nastąpiło dalsze zwiększenie technicznych zdolności ciągłych importu gazu do Polski przez ww. punkt do 5,5 mld m³.

Ponadto w 2014 roku nie nastąpiły istotne zmiany związane z uwolnieniem cen gazu dla odbiorców. Według wcześniejszych komunikatów prezesa URE uwolnienie cen będzie przebiegać stopniowo, przy czym w pierwszej kolejności ma nastąpić uwolnienie cen gazu dla dużych odbiorców przemysłowych.

Zwiększenie wielkości zapasu obowiązkowego

Obowiązek utrzymywania zapasów obowiązkowych gazu ziemnego wynika z art. 24 Ustawy o zapasach. Zgodnie z ustawą, przedsiębiorstwo energetyczne wykonujące działalność gospodarczą w zakresie przywozu gazu ziemnego w celu jego dalszej odsprzedaży odbiorcom jest obowiązane do utrzymywania zapasów obowiązkowych tego gazu w wielkości odpowiadającej co najmniej 30-dniowemu średniemu dziennemu przywozowi gazu na terytorium RP. Warto zauważyć, że na przestrzeni ostatnich kilku lat wielkość ta stale się zwiększała (z 11 dni do października 2009 roku, 15 dni do października 2010 roku, 20 dni do października 2012 roku, aż do dzisiejszej wartości 30 dni obowiązującej od dnia 1 października 2012 roku). Obowiązkiem tworzenia i utrzymywania zapasów nie są obciążone przedsiębiorstwa sprowadzające mniej niż 100 mln m³ gazu, obsługujące nie więcej niż 100 tys. klientów. Mimo, iż w ostatnim czasie obserwujemy spadek wolumenu zapasów obowiązkowych wynikający ze spadku wolumenu gazu przywożonego do Polski przez PGNiG, spełnienie wymagań ustawowych związanych z utrzymywaniem zapasu obowiązkowego nadal powoduje dla PGNiG liczne ryzyka, tj. ryzyka bilansowe, technologiczne oraz stwarza zagrożenie w realizacji zobowiązań kontraktowych.

To pierwsze związane jest w szczególności z zagrożeniem braku możliwości pokrycia szczytowego zapotrzebowania odbiorców na gaz ziemny w sezonie jesienno-zimowym w przypadku utrzymujących się niskich temperatur powietrza w dłuższym okresie. W rezultacie zapas istotnie ogranicza handlowe korzystanie z pojemności i dużych mocy dostaw gazu do systemu przesyłowego z tego magazynu. Powyższe wiąże się przede wszystkim z ryzykiem braku możliwości zapewnienia ciągłości dostaw gazu do odbiorców końcowych. Ryzyko technologiczne zaś związane jest z negatywnym wpływem utrzymywania zapasu obowiązkowego na parametry pracy podziemnych magazynów gazu, które w dłuższym okresie, może powodować migrację gazu do części złoża o gorszych parametrach przepuszczalności i porowatości, a w konsekwencji doprowadzić do zmniejszenia mocy odbioru gazu z magazynu. Ostatecznie, może to powodować znaczące utrudnienia, a także wzrost kosztów.

W kontekście ostatniego zagrożenia, istnieje prawdopodobieństwo, że wysoki stan zatłoczenia PMG na początku sezonu letniego, związany z utrzymywaniem zapasów obowiązkowych, przyczyni się do braku możliwości zrealizowania zobowiązań kontraktowych na dostawy gazu z importu.

PGNiG jest największym odbiorcą gazu ziemnego sprowadzanego do Polski. Surowiec ten jest importowany głównie z kierunku wschodniego, ale także z terytorium Niemiec oraz Czech. Obecna infrastruktura gazownicza umożliwia odbiór gazu ziemnego z następujących kierunków:

• wschodniego – poprzez punkty zdawczo-odbiorcze: Drozdowicze i Zosin (na granicy polsko-ukraińskiej), Kondratki, Wysokoje oraz Tietierowka (na granicy polsko-białoruskiej),
• zachodniego – poprzez punkt zdawczo-odbiorczy w Lasowie oraz poprzez wykorzystanie rewersu wirtualnego na Gazociągu Jamalskim,
• południowego – poprzez punkt zdawczo-odbiorczy w Branicach lub alternatywnie w Głuchołazach oraz poprzez interkonektor w rejonie Cieszyna, łączący polski i czeski system gazowniczy.

W 2014 roku PGNiG sprowadziło do Polski ok. 9,7 mld m³ gazu wysokometanowego, z czego:

• 8,1 mld m³ (83,48%) – od spółki OOO Gazprom Export,
• 0,3 mld m³ (3,35%) – od spółki Verbundnetz Gas AG (VNG),
• 0,2 mld m³ (1,75%) – od spółki Vitol SA,
• 1,1 mld m³ (11,43 %) – od PGNiG Sales & Trading.

Wolumen odbioru gazu z Kontraktu Jamalskiego w 2014 roku był niższy niż w latach poprzednich, co wynikało z ograniczenia dostaw z kierunku wschodniego w okresie od września do końca roku. Pomimo tego, wszystkie warunki kontraktowe zostały przez PGNiG wypełnione.

W minionym roku PGNiG kontynuowało realizację dostaw gazu ziemnego z wykorzystaniem przesyłu zwrotnego, tzw. wirtualnego rewersu (virtual reverse flow) na Gazociągu Jamalskim.

Od 1 stycznia 2015 roku OGP Gaz-System SA udostępnił nowe techniczne możliwości importu gazu do Polski z kierunku zachodniego z wykorzystaniem Gazociągu Jamalskiego. Było to możliwe dzięki rozbudowie punktu we Włocławku. Aktualnie przez punkt Mallnow Rewers można już importować do Polski na zasadach ciągłych około 5,5 mld m³ gazu ziemnego rocznie. Obecnie dodatkowa przepustowość została przydzielona klientom w trybie aukcji na produkty kwartalne, które odbyły się w grudniu 2014 roku.

Ponadto na punkcie Mallnow Rewers oferowana jest przepustowość na zasadach przerywanych, która pozwala importować do Polski dodatkowo około 2,7 mld m³. rocznie w przypadku utrzymywania przepływu Gazociągiem Jamalskim w kierunku Niemiec.

Połączenia międzysystemowe (w punkcie zdawczo-odbiorczym w Lasowie oraz oddane do użytku w 2011 roku połączenie międzysystemowe z Czechami w rejonie Cieszyna) znacząco wpływają na bezpieczeństwo energetyczne kraju, stanowiąc jednocześnie potencjalny kierunek dostaw awaryjnych. Interkonektory pozwalają także na swobodną wymianę handlową pomiędzy krajami Unii Europejskiej i umożliwiają większą integrację gospodarczą państw członkowskich.

Ponadto spółka Polskie LNG SA (w której 100% udziałów posiada OGP Gaz-System SA) prowadzi projekt budowy terminala LNG w Świnoujściu. W pierwszej fazie terminal będzie miał przepustowość 5 mld m³ gazu.

Dostawy gazu ziemnego do Polski z zagranicy w latach 2009-2014 (w mld m³)

W 2014 roku udział importu gazu PGNiG w całości importu do Polski wyniósł 80%, o 6 p.p. mniej niż w poprzednim roku. Uwzględniając export gazu z Polski (głównie przez Hermanowice) udział importu netto PGNiG wyniósł w 2014 roku 89% i spadł także o 6% w stosunku do 2013 roku. Podstawowymi przyczynami spadku udziału PGNiG w imporcie gazu był spadek sprzedaży gazu do odbiorców końcowych, zakończenie kontraktu na dostawy gazu z Vitol SA przez punkt Cieszyn, a także wzrost przepustowości z kierunku zachodniego, co umożliwiło import gazu do Polski przez innych uczestników rynku gazu. W strukturze importu gazu do Polski najbardziej zwiększył swój udział punkt Kondratki oraz punkt Lasów, natomiast największy spadek udziału obserwujemy na punktach Cieszyn i Tietierowka.

Schematyczna mapa punktów wejścia do polskiego systemu przesyłowego

Moce importowe do Polski dla gazu ziemnego dostępne w 2014 roku

Plany rozwoju zdolności importowych i eksportowych na granicy polskiego systemu przesyłowego

(na podstawie „Planu Rozwoju Operatora Gazociągów Przesyłowych GAZ-SYSTEM SA w zakresie zaspokojenia obecnego i przyszłego zapotrzebowania na paliwa gazowe na lata 2014-2023” z dnia 4 kwietnia 2014 roku oraz informacji na stronie internetowej OGP Gaz-System SA).

OGP Gaz-System SA jest w trakcie realizacji inwestycji w polskim systemie przesyłowym w ramach gazowego Korytarza Północ-Południe. W ramach tych działań zostanie rozbudowany system przesyłowy w zachodniej, południowej i wschodniej części Polski. Inwestycje te zostały zakwalifikowane przez Komisję Europejską jako projekty o znaczeniu wspólnotowym (PCI – Project of Common Interest). Część działań inwestycyjnych jest już zrealizowanych, pozostałe są w fazie przygotowawczej.

Projekty połączeń międzysystemowych realizowane w 2014 roku:

• Terminal LNG w Świnoujściu. Terminal regazyfikacyjny LNG jest strategicznym przedsięwzięciem inwestycyjnym realizowanym przez spółkę Polskie LNG SA (w której 100% udziałów posiada OGP Gaz-System SA). W pierwszej fazie (od 2015 roku) terminal będzie miał roczną przepustowość 5 mld m³ gazu. Poza zapewnieniem nowego kierunku dostaw do kraju, terminal LNG może w przyszłości stanowić także potencjalne źródło dostaw dla Europy Środkowej, jak również dla Litwy i pozostałych krajów bałtyckich. Terminal w Świnoujściu jest elementem Korytarza Północ-Południe, którego drugi koniec stanowić ma planowany terminal w Chorwacji.
• Mallnow Rewers. Od 1 kwietnia 2014 roku został uruchomiony rewers fizyczny gazu do Polski z kierunku zachodniego przez punkt Mallnow. W ramach usługi przesyłania zwrotnego na zasadach ciągłych udostępniona jest techniczna możliwość importu do Polski w ilości 2,3 mld m³ rocznie (6,3 mln m³/dobę). Zgodnie z informacją Gaz Systemu, w sytuacji awaryjnej (w przypadku wstrzymania dostaw ze wschodu do Niemiec) możliwy będzie odbiór do 14,9 mln m³/dobę (co w skali roku odpowiada blisko 5,5 mld m³). Od 1 stycznia 2015 roku nastąpiło dalsze zwiększenie technicznych zdolności ciągłych importu gazu do Polski przez punkt Mallnow oraz w konsekwencji przez Punkt Wzajemnego Połączenie (PWP; Lwówek i Włocławek), którego moce ciągłe wzrosły o 3 951 MWh/h. Równolegle, poprzez rozbudowę punktu Włocławek, zostały zwiększone przerywane zdolności techniczne PWP o 7 201 MWh/h (na wyjściu z SGT oraz  na wejściu do SGP). Zwiększenie przepustowości PWP wiąże się również z odpowiednim wzrostem przepustowości na Mallnow Rewers.

Planowane połączenia międzysystemowe, które będą realizowane przez OGP Gaz-System SA równolegle z rozbudową i modernizacją odpowiednich krajowych sieci przesyłowych:

• Połączenie polskiego i czeskiego systemu przesyłowego (pespektywa Planu – 2018). Projekt zakłada budowę nowego połączenia systemów Polski i Czech o przepustowości ok. 6,5 mld m³/rok w ramach Korytarza Północ-Południe. Zgodnie z założeniami połączenie ma umożliwić dwukierunkowy przepływ gazu. Projekt znajduje się na etapie wstępnych prac przygotowawczych prowadzonych wspólnie z operatorem czeskiego systemu przesyłowego.
• Połączenie polskiego i słowackiego systemu przesyłowego (pespektywa Planu – 2023). Projekt zakłada budowę połączenia systemów Polski i Słowacji o przepustowości ok. 5,7 mld m³/rok w ramach Korytarza Północ-Południe. Zgodnie z założeniami połączenie ma umożliwić dwukierunkowy przepływ gazu. Projekt znajduje się na etapie wstępnych prac przygotowawczych prowadzonych wspólnie z operatorem słowackiego systemu przesyłowego.
• Zwiększenie możliwości importu gazu z kierunku Niemiec (pespektywa Planu – 2018). W zależności od uwarunkowań rynkowych oczekiwane może być zapewnienie większych, niż obecnie przygotowywane, przepustowości pomiędzy niemieckimi obszarami rynkowymi Gaspool/NCG oraz krajowym obszarem rynkowym. Możliwe to będzie poprzez zwiększanie przepustowości istniejących lub budowę nowych punktów połączeń międzysystemowych. Prace w tym zakresie znajdują się na wczesnym etapie analiz. Na podstawie aktualnej oceny potrzeby zwiększenia przepustowości mogą pojawić się nawet przed 2018 rokiem, co jednak będzie wcześniej potwierdzane w drodze konsultacji rynkowych.
• Połączenie polskiego i litewskiego systemu przesyłowego (pespektywa Planu – 2023). Projekt zakłada budowę nowego połączenia systemów Polski i Litwy o przepustowości ok. 2,4-4,1 mld m³/rok. Zgodnie z założeniami połączenie ma umożliwić dwukierunkowy przepływ gazu. Projekt znajduje się na etapie wstępnych prac przygotowawczych prowadzonych wspólnie z operatorem litewskiego systemu przesyłowego.
• Połączenie polskiego i ukraińskiego systemu przesyłowego. Operatorzy systemów przesyłowych Polski i Ukrainy – OGP GAZ-SYSTEM SA i PJSC UKRTRANSGAZ – w dniu 17 grudnia 2014 roku podpisali umowę o współpracy. Głównym celem umowy jest ustalenie zasad współpracy w zakresie przygotowania analiz dotyczących inwestycji niezbędnych do rozwoju transgranicznych zdolności przesyłowych pomiędzy Polską i Ukrainą. W ramach umowy zostanie opracowane studium wykonalności, które będzie podstawą do podjęcia dalszych decyzji w zakresie rozwoju systemów przesyłowych obydwu krajów.

Polityka taryfowa

Działalność w zakresie obrotu paliwami gazowymi podlega regulacji prowadzonej przez prezesa URE. Regulacja ta polega na zatwierdzaniu taryf paliw gazowych, w tym cen paliwa gazowego i stawek opłat w nich zawartych, oraz kontrolowaniu ich stosowania pod względem zgodności z zasadami określonymi w ustawie Prawo energetyczne, w tym na analizowaniu i weryfikowaniu kosztów przyjmowanych przez przedsiębiorstwa energetyczne jako uzasadnione do kalkulacji cen i stawek opłat w taryfach, oraz na szeroko pojętej kontroli przedsiębiorstw energetycznych. Wysokość cen i stawek opłat zawartych w taryfach pomimo obliga gazowego, ma istotny wpływ na wyniki finansowe Spółki. Metodologia kształtowania taryf określa ceny i stawki opłat na podstawie prognozowanych kosztów oraz planowanych wielkości sprzedaży gazu ziemnego, przy czym uwzględniane są koszty pozyskania gazu ze wszystkich kierunków dostaw paliw gazowych – zarówno z importu, jak i z wydobycia krajowego.

Dostarczanie paliwa gazowego realizowane jest do odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowej, jak i do sieci dystrybucyjnej, w ramach umów kompleksowych, które rozliczane są w oparciu o taryfę, która zawiera:

• ceny paliwa gazowego oraz stawki opłat abonamentowych stosowane do rozliczeń z odbiorcami pobierającymi paliwa gazowe z poszczególnych sieci,
• sposób ustalania bonifikat za niedotrzymanie parametrów jakościowych paliw gazowych, standardów jakościowych obsługi odbiorców.

W okresie 2014 roku obowiązywały następujące taryfy dla paliw gazowych:

• Taryfa w zakresie dostarczania paliw gazowych Nr 6/2014 zatwierdzona Decyzją Prezesa URE, z dnia 17 grudnia 2013 roku (obowiązywała od  1 stycznia 2014 roku do 30 czerwca 2014 roku).
• Zmiana Taryfy w zakresie dostarczania paliw gazowych Nr 6/2014 zatwierdzona Decyzją Prezesa URE z dnia 13 czerwca 2014 roku (obowiązuje od 1 lipca 2014 roku). Zmiana miała na celu dostosowanie taryfy do Rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 28 czerwca 2013 roku, które od 1 sierpnia 2014 roku wprowadziło obowiązek rozliczeń z klientami w jednostkach energetycznych (dotychczas były to jednostki objętościowe). Nowe zasady rozliczeń nie wpłynęły zasadniczo na wysokość opłat pobieranych z tytułu dostarczania paliwa gazowego. Ceny paliw gazowych oraz stawki opłat dystrybucyjnych i przesyłowych uległy przeliczeniu z wartości wyrażonych w m³, na wartości wyrażone w kWh według ciepła spalania przyjętego do ustalania cen w jednostkach objętości.

Ponadto 17 grudnia 2014 roku, Decyzją Prezesa URE zatwierdzona została Taryfa w zakresie dostarczania paliw gazowych Nr 7/2015. Nowa taryfa obowiązuje od dnia 1 stycznia 2015 roku do 30 kwietnia 2015 roku i ma zastosowanie do przedsiębiorstw nabywających paliwa do dalszej odsprzedaży oraz odbiorców końcowych o rocznym zużyciu przekraczającym 25 mln m³.

Funkcjonowanie na TGE

W związku z wprowadzonym w 2013 roku obowiązkiem sprzedaży gazu na giełdzie towarowej, wynikającym z zapisów Prawa Energetycznego, PGNiG w naturalny sposób stał się jednym z kluczowych uczestników rynku gazu na TGE. PGNiG pełni także funkcję animatora rynku gazu TGE, zobowiązując się tym samym do regularnego wystawiania zleceń kupna, jak i sprzedaży gazu dla rynku terminowego. Podstawową rolą animatora jest zwiększenie płynności i przejrzystości rynku.

Spółka w roku 2014 uczestniczyła aktywnie zarówno w obrocie na rynku terminowym, jaki i rynkach dnia następnego i bieżącego. Po wydzieleniu ze struktur spółki PGNiG OD w sierpniu, obserwowany był bardzo istotny wzrost wolumenu obrotu na rynku gazu TGE dla całej krzywej terminowej, jak i dla rynków spot. W związku z dynamicznym wzrostem wolumenów sprzedaży gazu poprzez TGE, doszło do migracji istotnej części wolumenów z segmentu regulowanego dotychczas taryfą na sprzedaż giełdową, która stała się jednym z kluczowych kanałów sprzedaży dla Spółki.

Zarówno strona sprzedająca, jak i kupująca pozostaje anonimowa w handlu na giełdzie. Powoduje to ustalenie cen na poziomie rynkowym, czyli takim w którym podaż spotyka się z popytem, co daje możliwość podmiotom konkurencyjnym do wejścia na rynek gazu.

Wolumen obrotu gazem ziemnym na TGE w roku 2014 (mln m³)

Struktura największych przemysłowych odbiorców gazu Grupy PGNiG

Struktura sprzedaży gazu ziemnego przez Grupę PGNiG w obszarze hurtowym pozostaje na podobnym poziomie w porównaniu do roku ubiegłego. Największymi klientami są przedsiębiorstwa z branży azotowej, które odpowiadają za ok. 40% sprzedaży Grupy PGNiG do klientów instytucjonalnych. Dalej w kolejności znalazły się przedsiębiorstwa z branży rafineryjnej i petrochemicznej, do których zostało dostarczone ok. 30% gazu. Na dalszych pozycjach uplasowały się przedsiębiorstwa z branż hutnictwa szkła – udział 8%, hutnictwa żelaza i stali – udział 7% oraz elektrownie i elektrociepłownie – z udziałem 6%.

Główni konkurenci

W chwili obecnej koncesję na obrót paliwem gazowym w Polsce posiada 141 podmiotów spoza Grupy PGNiG. W latach 2011-2012 wydano 22 koncesje. W latach 2013-2014 roku wydano kolejne 63 koncesje (bez PGNiG OD). Dynamika wskazuje na wzrost zainteresowania podmiotów potencjałem rynku gazu w kraju.

Dodatkowo 49 podmiotów (z wyłączeniem PGNiG) posiada koncesję na obrót gazem z zagranicą, która umożliwia im import gazu w celu dalszej odsprzedaży. W 2014 roku zostało wydanych 17 takich koncesji.

W celu realizacji przez PGNiG tzw. obliga giełdowego, w sierpniu 2014 roku działalność operacyjną rozpoczęła spółka PGNiG OD, która pozyskuje w zdecydowanej większości gaz wysokometanowy na TGE, a następnie sprzedaje go odbiorcom końcowym. W drodze sukcesji generalnej nastąpiło automatyczne przeniesienie umów z odbiorcami końcowymi do spółki PGNiG OD.

Utworzenie spółki PGNiG OD jest kolejnym, po powołaniu w PGNiG Oddziału Obrotu Hurtowego, etapem procesu rozdzielenia handlu hurtowego od handlu detalicznego. Obsługę klientów, którzy w poprzednim roku kalendarzowym odebrali powyżej 25 mln m³ gazu ziemnego oraz klientów dokonujących zakupu gazu bezpośrednio ze złóż i kupujących ropę naftową przeniesiono do Oddziału Obrotu Hurtowego. Rozpoczęcie działalności przez spółkę PGNiG OD zapewni odpowiedni popyt na gaz ziemny oferowany na giełdzie oraz stworzy warunki równej konkurencji pomiędzy podmiotem należącym do Grupy PGNiG a innymi uczestnikami rynku gazu w Polsce.

Polityka taryfowa

Zgodnie z ustawą Prawo energetyczne spółka PGNiG OD uprawniona była do stosowania „Taryfy dla paliw gazowych PGNiG SA (Część B Taryfa w zakresie dostarczania paliw gazowych nr 6/2014)” do czasu wprowadzenia nowej taryfy (przygotowanej przez PGNiG OD). W październiku 2014 roku PGNiG i PGNiG OD wystąpiły do prezesa URE z wnioskami o zatwierdzenie nowej taryfy.

W dniu 17 grudnia 2014 roku prezes URE zatwierdził również „Taryfę w zakresie obrotu paliwami gazowymi nr 1 PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o.”, która obowiązywać będzie w okresie od 1 stycznia do 31 grudnia 2015 roku. Średnia cena paliwa gazowego w obrocie (cena za paliwo gazowe i abonament) w stosunku do poprzednio stosowanej przez PGNiG OD taryfy została obniżona o 1,8% dla gazu wysokometanowego (E), 0,8% dla gazu zaazotowanego (Lw), 1,1% dla gazu zaazotowanego (Ls) i 1,6% dla gazu propan-butan-rozprężony.

W dniu 8 września 2014 roku PGNiG OD wystąpiła do prezesa URE z wnioskiem o zwolnienie z obowiązku przedkładania do zatwierdzenia taryf w zakresie obrotu gazem ziemnym w postaci skroplonej (LNG). W dniu 27 października 2014 roku prezes URE zwolnił spółkę z ww. obowiązku.

Konkurencja w obszarze sprzedaży gazu ziemnego

W 2014 roku na rynku gazu zaobserwować można było dynamiczny rozwój przedsiębiorstw energetycznych zajmujących się obrotem paliwem gazowym konkurencyjnych wobec PGNiG OD. Do głównych firm konkurencyjnych, które ze swoją ofertą trafiają do klientów Grupy PGNiG zaliczyć można: DUON Marketing & Trading, RWE Polska, PKP Energetyka, ENEA, Hermes Energy Group oraz Tauron.

Spółki te prowadzą aktywną działalność na krajowym rynku gazu, szczególnie wśród klientów z grup taryfowych W-5 i W-6, gdzie główną swoją działalność prowadzi spółka DUON oraz W-7, gdzie szczególnie aktywne są takie firmy, jak PKP Energetyka oraz RWE Polska.

Coraz aktywniejsze są również krajowe grupy energetyczne, takie jak ENEA, Tauron i Energa, które wykorzystując swoje bazy danych klientów prowadzą odsprzedaż produktów gazowych do swojego głównego produktu, jakim jest energia elektryczna.

Spółki te bazują w głównej mierze na paliwie gazowym pozyskiwanym z TGE, wykorzystują jednak również paliwo gazowe pozyskiwane od partnerów zagranicznych czy poprzez giełdy gazu głównie w Niemczech. Import paliwa gazowego nie stanowi jednak głównego źródła zaopatrzenia tych spółek ze względu na ograniczone dostępności mocy umownych w punktach wejścia do krajowego systemu przesyłowego, niechęć do magazynowania paliwa gazowego na terenie kraju oraz obowiązki wynikające z rozporządzenia dywersyfikacyjnego.

Sprzedaż gazu – charakterystyka odbiorców

PGNiG OD w segmencie klientów biznesowych obsługuje klientów, którzy pobierają paliwo gazowe zarówno na cele technologiczne, tj. do produkcji wyrobów w takich branżach jak: przemysł chemiczny i petrochemiczny, huty szkła i stali, oraz na cele grzewcze, w takich branżach jak: ciepłownictwo, przemysł, usługi czy handel. Struktura odbiorców w zakresie grup taryfowych wskazuje na bardzo duży udział małych i średnich klientów w ich ogólnej liczbie. Podobnie relacje są w zakresie wolumenu sprzedaży w liczbie obsługiwanych klientów.

Największą w zakresie ilości klientów jest grupa odbiorców zajmująca się handlem i usługami, natomiast w zakresie odebranego wolumenu to odbiorcy przemysłowi.

Według danych Urzędu Regulacji Energetyki w 2014 roku w Polsce ponad 6 tys. odbiorców zmieniło dotychczasowego dostawcę paliwa gazowego i należy przyjąć, że liczba ta w 2015 roku będzie większa.

W 2014 roku PGNiG prowadziła obrót hurtowy energią elektryczną i produktami powiązanymi na rynku polskim i niemieckim. W Polsce obrót realizowany był na rynku pozagiełdowym w ramach podpisanych umów na bazie standardu EFET, za pośrednictwem brokerów oraz na TGE. Na rynku niemieckim PGNiG uczestniczyło w handlu kontraktami spotowymi na giełdzie EPEX Spot, a także w wymianie międzysystemowej na połączeniu Polska – Niemcy.

W roku 2014 PGNiG dostarczyło energię elektryczną do odbiorców końcowych w ilości 259,3 GWh. Od sierpnia 2014 roku aktywnym ofertowaniem i pozyskiwaniem nowych klientów zajmuje się wydzielona ze struktur PGNiG spółka PGNiG OD. Docelowo planuje się, że sprzedaż energii elektrycznej do odbiorców końcowych będzie prowadzona przez PGNiG OD. W związku z tym będzie następowała migracja umów sprzedaży EE z PGNiG do PGNiG OD.

Sprzedaż energii eklektycznej w PGNiG OD odbywa się poprzez sieć Doradców Biznesowych oraz poprzez Biura Obsługi Klientów.

Rok 2015 stawia przed PGNiG szereg wyzwań związanych z postępującą liberalizacją rynku gazu w Polsce.

W obszarze sprzedaży gazu do klientów końcowych Spółka koncentruje się na przygotowaniu oferty produktowej, która zapewni Spółce silną pozycję konkurencyjną na liberalizującym się rynku gazu. Oferta ta będzie mogła zostać zaoferowana klientom końcowym po zwolnieniu PGNiG z obowiązku przedkładania do zatwierdzenia taryfy dla poszczególnych grup odbiorców końcowych.

W przypadku sprzedaży gazu poprzez towarową giełdę gazu, PGNiG skupia się na oferowaniu produktów po cenach konkurencyjnych względem zliberalizowanych rynków zachodnich, co powinno zagwarantować Spółce zrealizowanie obowiązków ustawowych wynikających z obliga giełdowego.

W zakresie sprzedaży detalicznej, celem zwiększenia satysfakcji klientów ze współpracy oraz zminimalizowania ryzyka utraty klientów na rzecz konkurencji PGNiG OD prowadzi szereg działań mających na celu zwiększenie gamy oferowanych produktów i usług gazowych oraz poprawienie jakości obsługi klienta poprzez m.in. właściwą segmentację klientów, przypisanie dedykowanych stacjonarnych opiekunów klienta dla klientów z grupy taryfowej W-5 czy też możliwość szybszego i łatwiejszego kontaktu poprzez stronę internetową i e-bok. Prowadzone są również działania mające na celu usprawnienie i przyśpieszenie obiegu faktur pomiędzy PGNiG OD a klientami poprzez wprowadzenia e-faktury czy usprawnienie systemów informatycznych tak, aby klient mógł otrzymywać jedną fakturę na wszystkie punkty poboru paliwa gazowego.

W zakresie prac na nowymi produktami gazowymi trwają prace nad ofertą dual fuel, ofertą produktów gazowych dostosowaną do wymagań klientów czy też, wspólnie z innymi spółkami z Grupy, nad ofertą kogeneracji opartej o paliwo gazowe.

Zintensyfikowane zostały również prace nad ofertą dla nowych klientów na obszarach gazyfikowanych w chwili obecnej oraz planowanych do gazyfikacji, jak i dla klientów, którzy planują wymianę obecnego źródła energii, np. z opalanego węglem na paliwo gazowe, poprzez m.in. lepsze dotarcie z ofertą do klientów.

W planach na 2015 rok i lata następne spodziewany jest dalszy rozwój oferty produktowej i wzrost satysfakcji klienta poprzez ciągłe poprawianie i usprawnianie obsługi klientów, budowanie nowych kanałów dotarcia do klienta oraz ciągły rozwój spółki i utrzymanie wiodącej pozycji na rynku gazu w Polsce.

Planowane są również działania na rzecz dalszego rozwoju segmentu CNG poprzez rozmowy z partnerami zewnętrznymi zainteresowanymi budowaniem nowych stacji do tankowania pojazdów gazem sprężonym oraz podejmowanie inicjatyw mających na celu rozwój tego ekologicznego paliwa, szczególnie w transporcie miejskim. Prowadzone będą również prace na rozwojem segmentu LNG ze szczególnym uwzględnieniem bunkrowania statków w polskich portach w oparciu o gaz LNG pozyskiwany z terminala gazowego w Świnoujściu.

Przewidywany jest dalszy rozwój sprzedaży energii elektrycznej, jako samodzielnie funkcjonującego produktu oraz w ofercie łączonej dual fuel oraz innych produktów, które mogą stanowić wartość dodaną z wzajemnej współpracy, zarówno dla klientów, jak i PGNiG OD.