Ryzyka

Otoczenie regulacyjne

W 2012 roku należy oczekiwać kolejnych zmian w przepisach prawnych regulujących działalność sektora gazowego.

Przede wszystkim planowane jest przyjęcie ustawy Prawo gazowe, która ma zastąpić ustawę Prawo energetyczne oraz Ustawę o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym w zakresie regulacji sektora gazowego.

Zmiany prawa oraz opóźnienia w nowelizacji aktów prawnych stwarzają ryzyko, wynikające przede wszystkim z niepewności co do zakresu zmian uregulowań prawnych oraz krótszego terminu na dostosowanie się do tych przepisów. Może to negatywnie wpłynąć na wyniki finansowe Grupy PGNiG oraz perspektywy jej rozwoju.

Nowelizacja Ustawy o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym zawęziła krąg podmiotów, zobowiązanych do utrzymywania zapasów obowiązkowych do przedsiębiorstw energetycznych importujących gaz ziemny w celu dalszej jego odsprzedaży odbiorcom. Ponadto wprowadziła możliwość zwolnienia z obowiązku magazynowania (po spełnieniu warunków określonych w ustawie) oraz możliwość utrzymywania zapasów obowiązkowych na terytorium innego państwa członkowskiego EFTA. Powyższe zmiany mogą spowodować obniżenie kosztów prowadzenia działalności podmiotów konkurujących z PGNiG, a zatem negatywnie wpłynąć na pozycję konkurencyjną Spółki.

W sierpniu 2011 roku weszła w życie Ustawa o efektywności energetycznej, która stanowi wypełnienie postanowień „Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 5 kwietnia 2006 roku w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych 2006/32/WE”. Ustawa określa krajowy cel w zakresie oszczędnego gospodarowania energią, zgodnie z którym do 2016 roku oszczędności energii finalnej powinny być nie mniejsze niż 9% krajowego zużycia tej energii w ciągu roku. Wejście w życie w/w ustawy rodzi konieczność zakupu przez PGNiG, jako przedsiębiorstwa obrotu, świadectw efektywności energetycznej lub uiszczenia tzw. opłaty zastępczej. W konsekwencji spowoduje to wzrost kosztów prowadzenia działalności regulowanej, a zatem cen dla odbiorców gazu.

Kalkulacja taryf

Zatwierdzany przez Prezesa URE poziom cen decyduje o możliwości pokrycia kosztów podstawowej działalności PGNiG. Prezes URE, ustalając taryfy na dany okres, bierze pod uwagę inne, niezależne od PGNiG, czynniki zewnętrzne. W dążeniu do ochrony słabszych odbiorców, przy weryfikacji kosztów prowadzonej działalności nie uznaje ich części za uzasadnione. Jednocześnie Prezes URE nie zawsze akceptuje przyjmowane przez PGNiG założenia w zakresie głównych czynników kształtujących zmianę kosztów i zakładanego poziomu zysku uwzględniającego ryzyko prowadzonej działalności. W konsekwencji wnioskowane przez PGNiG poziomy cen i stawek opłat określanych w taryfie często spotykają się z brakiem akceptacji ze strony URE. Zaniżanie cen i stawek opłat taryfowych przekłada się na obniżenie rentowności PGNiG.

Ceny zakupu gazu z importu

Ceny gazu z importu są ustalane w dolarach i w euro oraz kształtowane w oparciu o ceny produktów ropopochodnych. Zmiany kursów walutowych oraz cen produktów ropopochodnych znacząco wpływają na wysokość kosztów pozyskania gazu z importu. Dokładna prognoza zmian ceny gazu ziemnego jest obarczona wysokim ryzykiem błędu. 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 cenę sprzedaży gazu dla odbiorców lub zmiany te będą następowały z pewnym opóźnieniem.

Odkrycie i szacowanie zasobów

Działalność poszukiwawcza obarczona jest przede wszystkim ryzykiem braku odkrycia złoża, tzw. ryzykiem poszukiwawczym. Oznacza to, iż nie w każdym zidentyfikowanym potencjalnym obiekcie złożowym istnieje nagromadzenie węglowodorów spełniające kryteria definicji złoża. Istnienie nagromadzenia węglowodorów uzależnione jest od szeregu warunków geologicznych. Ponadto ilość i jakość nagromadzonych węglowodorów mogą być inne od szacowanych. W sytuacji, gdy wyniki zakończonej sukcesem działalności poszukiwawczej w postaci udokumentowanych nowych zasobów nie zrównoważą wydobycia z obecnych złóż, udokumentowane zasoby wydobywalne w złożach PGNiG będą zmniejszać się wraz z ich postępującą eksploatacją.

Ryzykiem związanym z poszukiwaniem niekonwencjonalnych złóż gazu w Polsce jest brak potwierdzonych zasobów gazu łupkowego (shale gas) oraz gazu zaciśniętego (tight gas). W przypadku potwierdzenia występowania zasobów geologicznych istnieje ryzyko, że eksploatacja będzie nieopłacalna z powodu niewystarczającego poziomu wydobycia gazu oraz wysokich nakładów inwestycyjnych na wiercenia otworów i budowę kopalń. Ponadto istotnym czynnikiem jest utrudniony dostęp do obszarów występowania niekonwencjonalnych złóż gazu, ze względu na śprzepisy prawa w zakresie ochrony środowiska oraz możliwości uzyskania zgód właścicieli gruntów na wejście w teren.

Konkurencja w obszarze poszukiwania złóż

Zarówno w kraju, jak i za granicą istnieje ryzyko wystąpienia konkurencji ze strony innych firm w zakresie nabywania koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż. Niektórzy konkurenci Grupy PGNiG, zwłaszcza działający globalnie, posiadają silną pozycję rynkową oraz większe niż Grupa PGNiG zasoby finansowe. W rezultacie istnieje prawdopodobieństwo, że firmy te przystąpią do śprzetargów i będą w stanie nabyć koncesje o dobrych perspektywach poszukiwawczych.

Opóźnienie prac w obszarze Poszukiwanie i Wydobycie

Uzyskanie koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, przy uwzględnieniu aktualnych przepisów prawa krajowego, trwa od jednego do półtora roku. W działalności zagranicznej okres oczekiwania na ratyfikowanie kontraktu po wygraniu przetargu na koncesje może trwać nawet dwa lata. Ponadto przed rozpoczęciem prac terenowych spółka jest zobowiązana m.in. do uzyskania podstaw formalno­-prawnych na wejście w teren, spełnienia wymogów w dziedzinie ochrony środowiska i niekiedy ochrony stanowisk archeologicznych oraz przeprowadzenia przetargów na wykonawcę prac, co powoduje, że do momentu podpisania umowy z wykonawcą upływa kilka kolejnych miesięcy. Nierzadkie są również przypadki długiego oczekiwania na odprawy celne importowanego sprzętu. Powyższe czynniki stwarzają ryzyko opóźnień prac poszukiwawczych.

Koszty prac poszukiwawczych

Na kapitałochłonność prac poszukiwawczych mają wpływ ceny nośników energii oraz materiałów. Koszty prac poszukiwawczych są szczególnie wrażliwe na poziom cen stali, które przekładają się na ceny rur okładzinowych i wydobywczych, stosowanych w pracach wiertniczych. Wzrost cen energii i materiałów powoduje wzrost kosztów prac poszukiwawczych. Istotny wpływ na rentowność zagranicznych projektów poszukiwawczych mają ceny produktów ropopochodnych oraz wahania kursów walutowych. W 2011 roku PGNiG wprowadziła system Daily Rate przy wyborze wykonawców prac wiertniczych. System powinien zapewnić obniżenie kosztów tych prac.

Sytuacja polityczno­-gospodarcza

W państwach, w których Grupa PGNiG prowadzi działalność poszukiwawczą, istnieje ryzyko konfliktów zbrojnych, destabilizacji społecznej i politycznej, których efektem może być ograniczenie, zawieszenie lub zaprzestanie działalności poszukiwawczo­-wydobywczej. W niektórych krajach działalność firm poszukiwawczych utrudnia brak odpowiedniej infrastruktury, co stwarza potencjalne problemy z dostarczaniem sprzętu, ludzi i materiałów w rejon działalności poszukiwawczej. Mogą również wystąpić problemy z transportem zaopatrzenia oraz trudności z zapewnieniem odpowiednich standardów opieki medycznej. Występowanie powyższych czynników ryzyka może wpłynąć na ograniczenie lub zawieszenie działalności poszukiwawczej.

Konkurencja w obszarze sprzedaży gazu ziemnego

PGNiG jest największym dostawcą gazu ziemnego na krajowym rynku. Udział PGNiG w rynku gazu szacowany jest na około 98%, pozostałe 2% posiadają dostawcy spoza Grupy PGNiG, którzy w znaczącym stopniu dokonują zakupu gazu od PGNiG. Jednakże w latach 2012 – 2013 należy spodziewać się istotnych zmian na rynku gazu ziemnego oraz w otoczeniu prawnym. Od 1 stycznia 2013 roku planowane jest uwolnienie cen gazu dla odbiorców instytucjonalnych, a w dalszej kolejności (po upływie 2–3 lat) cen gazu dla odbiorców w gospodarstwach domowych. Ponadto w 2012 roku planowane jest przyjęcie ustawy Prawo gazowe oraz nowej ustawy Prawo energetyczne. W konsekwencji wprowadzenia powyższych zmian udział Spółki w wolumenie sprzedawanego gazu ziemnego może znacznie się zmniejszyć na rzecz dotychczas działających, jak również nowych podmiotów zajmujących się obrotem gazem. Z drugiej strony uwolnienie cen gazu spowoduje, że ich poziom będzie kształtowany głównie przez rynek.

Zwiększenie wielkości zapasu obowiązkowego

Od dnia 1 października 2012 roku ustawa o zapasach wprowadza obowiązek zwiększenia wielkości zapasu obowiązkowego z 20 dni do 30 dni średniorocznego importu. W związku z powyższym istnieje ryzyko braku możliwości realizacji zobowiązań handlowych wynikających z zawartych umów sprzedaży gazu, ze względu na znaczne pojemności magazynowe, które trzeba będzie przeznaczyć na utworzenie i utrzymanie zwiększonego zapasu obowiązkowego.

Konkurencja w obszarze dystrybucji

Liberalizacja rynku gazu powoduje, że Spółki Gazownictwa wchodzące w skład Grupy PGNiG narażone są na zwiększenie aktywności firm konkurencyjnych. Firmy zajmujące się dystrybucją gazu ziemnego systematycznie rozbudowują swoje sieci gazowe i pozyskują nowych odbiorców. Ponadto pojawiły się firmy, które oferują dostawy gazu ziemnego przy wykorzystaniu skroplonego gazu LNG. Bariery wejścia na ten rynek są zdecydowanie niższe, gdyż inwestycja taka wymaga o wiele niższych nakładów oraz nie wymaga podłączenia do systemu gazowego i zapewnienia niezbędnych rezerw przepustowości sieci przesyłowej i dystrybucyjnej. Na pozycję konkurencyjną Spółek Gazownictwa wpływa również polityka taryfowa Urzędu Regulacji Energetyki, uniemożliwiająca spółkom prowadzenie elastycznej polityki cenowej dla ważnych odbiorców. Brak elastyczności cenowej powoduje, że oferta firm konkurencyjnych może stanowić atrakcyjną alternatywę dla odbiorców usługi dystrybucyjnej.

Projekty energetyczne

Na zaangażowanie w projekty energetyczne istotny wpływ będą wywierać ceny uprawnień do emisji CO₂, których spadek może powodować niską opłacalność wytwarzania energii elektrycznej z gazowych układów kogeneracyjnych. Wzrost cen ropy naftowej na rynkach światowych, skutkujący wzrostem cen gazu ziemnego, będzie przyczyniać się do obniżenia konkurencyjności paliwa gazowego w stosunku do węgla energetycznego. Ponadto czynnikiem niepewności wpływającym na rentowność projektów energetycznych jest brak jasnego stanowiska organów administracji państwowej w sprawie podtrzymania systemu wsparcia dla kogeneracji gazowej w postaci „żółtych certyfikatów” po 2012 roku.