Ryzyka
Otoczenie regulacyjne
W 2013 roku nadal prowadzone były prace nad projektem pakietu trzech ustaw regulujących sektor energetyczny, tzn. ustawą – Prawo gazowe, ustawą – Prawo energetyczne i ustawą o odnawialnych źródłach energii (tzw. „duży trójpak energetyczny”). W dniu 11 września 2013 roku weszła w życie ustawa o zmianie ustawy Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (tzw. „mały trójpak energetyczny). Zmiana ustawy wprowadziła szereg zmian otoczenia regulacyjnego rynku gazu ziemnego, związanych między innymi z potrzebą dostosowania polskich przepisów do postanowień III pakietu energetycznego oraz liberalizacją rynku gazu, w szczególności poprzez mechanizm tzw. obliga giełdowego.
Celem nałożonego na spółkę obliga giełdowego jest liberalizacja rynku gazu w Polsce, a co za tym idzie, rozwój konkurencji. Mechanizm ten wiąże się z wysoką transparentnością rynku i umożliwia uczestnikom rynku nabywanie produktów na równych warunkach. Rozwiązanie to może oznaczać dla PGNiG ryzyko stopniowej utraty rynku. Dynamika ewentualnej utraty udziałów rynkowych przez PGNiG zależna jednak będzie od liczby i wielkości podmiotów wchodzących na rynek gazu oraz relacji cenowych pomiędzy rynkiem pozagiełdowym (OTC) a kontraktami giełdowymi. PGNiG jest od strony podażowej w pełni przygotowana do wypełnienia obliga giełdowego. Jednakże z powodu braku odpowiedniego popytu na gaz na rynku giełdowym istnieje istotne ryzyko niewywiązania się z ustawowego poziomu obliga giełdowego. Grupa PGNiG czyni starania zmierzające do zwiększenia popytu na Towarowej Giełdzie Energii.
Ponadto w świetle zmian Prawa energetycznego odbiorca końcowy może wypowiedzieć umowę, na podstawie której przedsiębiorstwo energetyczne dostarcza mu paliwa gazowe, bez ponoszenia kosztów i odszkodowań innych niż wynikające z treści umowy. Uwzględniając koszty związane z zakupem gazu (koszty przesyłu z zagranicy i koszty transakcyjne) oraz bezpieczeństwo dostaw, klienci będą optymalizować swoje portfele zakupowe, pozyskując gaz na giełdzie i rynku pozagiełdowym.
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. Od 1 stycznia 2013 roku PGNiG, jako przedsiębiorstwo obrotu, ma obowiązek zakupu świadectw efektywności energetycznej lub uiszczenia tzw. opłaty zastępczej. Obowiązek ten spowoduje wzrost kosztów prowadzenia działalności regulowanej, a w konsekwencji także cen dla odbiorców gazu.
W 2013 roku prowadzone były prace legislacyjne nad zasadniczą zmianą otoczenia regulacyjnego segmentu Poszukiwanie i Wydobycie, które obejmowały dwa projekty ustaw: ustawa o zmianie ustawy Prawo geologiczne i górnicze oraz niektórych innych ustaw oraz ustawa o specjalnym podatku węglowodorowym, zmianie ustawy o podatku od wydobycia niektórych kopalin oraz niektórych innych ustaw. Projekty ustaw zakładają między innymi zwiększenie obciążeń fiskalnych związanych z działalnością wydobywczą oraz zmianę dotychczasowego systemu koncesyjnego. W przyszłości zmiany te niekorzystnie wpłyną na rentowność PGNiG.
Kalkulacja taryf
Zatwierdzany przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki poziom cen i stawek opłat decyduje o możliwości pokrycia kosztów podstawowej działalności spółek Grupy PGNiG. Prezes URE, ustalając taryfy na dany okres, bierze pod uwagę inne, niezależne od spółek Grupy PGNiG, czynniki zewnętrzne. Jednocześnie Prezes URE nie zawsze akceptuje przyjmowane przez spółki założenia w zakresie głównych czynników kształtujących zmianę kosztów i zakładanego poziomu zysku uwzględniającego ryzyko prowadzonej działalności. Zaniżanie cen i stawek opłat taryfowych może przełożyć się na obniżenie rentowności PGNiG. Nie bez znaczenia dla dochodowości PGNiG jest okres obowiązywania taryfy, który niejednokrotnie był przez Prezesa URE wydłużany, oraz przedłużające się postępowanie w sprawie zatwierdzenia taryf.
Ceny 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. 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.
Klauzule „take or pay” w kontraktach importowych
PGNiG jest stroną 4 kontraktów długoterminowych na dostawę paliwa gazowego do Polski posiadających tzw. klauzulę „take or pay”. Najważniejsze z nich to kontrakty z OOO Gazprom Eksport oraz z Qatargas Operating Company Ltd. Przy założeniu utrzymania portfela klientów PGNiG na dotychczasowym poziomie, realizacja tychże kontraktów w ilościach określonych w odpowiednich klauzulach „take or pay” oznaczać będzie minimalizowanie zakupów gazu spotowego, aktualnie najbardziej atrakcyjnego cenowo. W przypadku utraty rynku przez PGNiG istnieje ryzyko, iż PGNiG zmuszone będzie do poszukiwania nowych możliwości zagospodarowania nadwyżek gazu w portfelu. Wiązać się to będzie z potrzebą uniknięcia zapłaty za nieodebrany gaz (wynikającą z klauzuli „take or pay”) lub też realizacji sprzedaży nadwyżek z tzw. ujemną marżą. Istnieje też ryzyko, że w przypadku opóźnienia w oddaniu przez Polskie LNG SA terminalu LNG do użytkowania wykraczającego poza 31 grudnia 2014 roku, PGNiG zobowiązane będzie do zapłaty za nieodebrane ilości LNG. Obowiązek ten wynika z klauzuli „take or pay” zawartej w umowie z Qatargas Operating Company Ltd. Równolegle występuje ryzyko, że przy obecnych warunkach kontraktowych oraz rynkowych taryfy ustalane przez Prezesa URE nie pokryją średnioważonych kosztów pozyskania gazu przez PGNiG.
Obowiązek dywersyfikacji dostaw gazu z zagranicy
Poziomy maksymalnego udziału gazu importowanego z jednego kraju pochodzenia, w stosunku do całkowitej wielkości gazu importowanego w danym roku określone są w rozporządzeniu Rady Ministrów z dnia 24 października 2000 roku w sprawie minimalnego poziomu dywersyfikacji dostaw gazu z zagranicy. W 2012 roku Prezes URE wszczął postępowania administracyjne w sprawie wymierzenia kary pieniężnej PGNiG za nieprzestrzeganie obowiązku dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego z zagranicy w latach 2010 i 2011, odpowiednio w dniu 11 maja oraz 5 grudnia. Analogiczne postępowania administracyjne zostały wszczęte przez Prezesa URE za nieprzestrzeganie obowiązku dywersyfikacji dostaw gazu z zagranicy w latach 2007, 2008 i 2009. Postępowania odnośnie lat 2009, 2010 i 2011 zostały zawieszone z urzędu do czasu zakończenia postępowania właściwego dla roku 2007 i 2008, toczącego się przed Sądem Ochrony Konkurencji i Konsumentów.
W 2011 roku PGNiG zwróciło się do Trybunału Konstytucyjnego z pytaniem prawnym co do zgodności z konstytucją rozporządzenia Rady Ministrów z dnia 24 października 2000 roku w sprawie minimalnego poziomu dywersyfikacji dostaw gazu z zagranicy.
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 Spółkę kary pieniężne za nieprzestrzeganie obowiązku dywersyfikacji.
Odkrycia 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.
Wielkości zasobów i prognozy wydobycia są obarczone błędami wynikającymi z niedoskonałości sprzętu oraz technologii, które wpływają na jakość uzyskiwanych informacji geologiczno-złożowych. Niezależnie od stosowanych metod, dane w zakresie ilości i jakości ekonomicznie opłacalnych do eksploatacji zasobów gazu ziemnego i ropy naftowej mają zawsze charakter szacunkowy. Rzeczywista produkcja, przychody i koszty w odniesieniu do złóż mogą różnić się w poważnym stopniu od dokonanych szacunków. Powyższe ryzyko ma szczególne znaczenie z tego względu, że w cyklu produkcji ze złoża okres od rozpoczęcia poszukiwania do udostępnienia złoża do eksploatacji trwa 6–8 lat, a wydobycie z tego złoża zamyka się w okresie 10–40 lat. Określone w trakcie dokumentowania parametry złóż są weryfikowane podczas eksploatacji. Każda ujemna korekta wielkości zasobów czy wielkości wydobycia może prowadzić do zmniejszenia przychodów, a przez to wpłynąć negatywnie na wyniki ekonomiczne Grupy PGNiG.
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 kopalni. Ponadto istotnym czynnikiem jest utrudniony dostęp do obszarów występowania niekonwencjonalnych złóż gazu, ze względu na przepisy 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. W rezultacie istnieje prawdopodobieństwo, że firmy te przystąpią do przetargów i będą w stanie nabyć koncesje o dobrych perspektywach poszukiwawczych.
Opóźnienia prac w obszarze Poszukiwanie i Wydobycie
Uzyskanie koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, przy uwzględnieniu 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 między innymi do uzyskania podstaw formalno-prawnych na wejście w teren, spełnienia wymogów w dziedzinie ochrony środowiska i niekiedy ochrony stanowisk archeologicznych oraz przeprowadzania 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 celu obniżenia kosztów prac wiertniczych w 2011 roku PGNiG wprowadziło system daily rate przy wyborze wykonawców tych prac.
Eksploatowane przez PGNiG złoża węglowodorów znajdują się często na dużych głębokościach, co związane jest z występowaniem w nich bardzo wysokich ciśnień, dodatkowo wiele złóż w składzie chemicznym zawiera siarkowodór. Powyższe czynniki stanowią podwyższone ryzyko wystąpienia erupcji lub wycieku węglowodorów, co z kolei może powodować zagrożenie dla ludzi (pracowników i okolicznych mieszkańców) i środowiska naturalnego, a także urządzeń produkcyjnych.
Dostosowanie do regulacji ochrony środowiska w Polsce i za granicą może znacząco zwiększyć koszty działalności Grupy PGNiG. Aktualnie Grupa PGNiG ponosi znaczne wydatki w celu spełnienia wymagań regulacji odnoszących się do ochrony zdrowia i bezpieczeństwa oraz ochrony środowiska naturalnego.
Sytuacja polityczno-gospodarcza
W państwach, w których Grupa PGNiG prowadzi działalność poszukiwawczą, istnieje ryzyko konfliktów zbrojnych, destabilizacji społecznej i politycznej oraz ataków terrorystycznych.
W lutym 2011 roku w związku z wystąpieniem siły wyższej PGNiG wycofało z Libii wszystkich, poza miejscowymi, pracowników POGC-Libya B.V. Wznowienie prac nastąpiło w drugiej połowie 2012 roku. Podobna sytuacja miała miejsce w styczniu 2014 roku, kiedy PGNiG wycofało do Polski wszystkich Polaków pracujących na koncesji Murzug 113. Sprzęt został zabezpieczony i pozostał pod ochroną libijskich sił rządowych oraz nadzorem libijskich podwykonawców.
Brak odpowiedniej infrastruktury w niektórych krajach 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, zawieszenie lub zaprzestanie działalności poszukiwawczo-wydobywczej.
Konkurencja w obszarze sprzedaży gazu ziemnego
PGNiG jest 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 rynek gazu ziemnego na Towarowej Giełdzie Energii. Na podstawie decyzji Prezesa URE obrót gazem ziemnym prowadzony przez PGNiG na giełdowym rynku gazu ziemnego zwolniony jest z obowiązku taryfowania. Ponadto w 2012 roku PGNiG rozpoczęło prace nad uwolnieniem cen gazu dla odbiorców. Uwolnienie cen będzie przebiegać stopniowo, przy czym w pierwszej kolejności ma nastąpić uwolnienie cen gazu dla dużych odbiorców przemysłowych.
W konsekwencji wprowadzenia powyższych zmian udział Spółki w wolumenie sprzedawanego gazu ziemnego może się zmniejszyć na rzecz obecnych na rynku, jak również nowych podmiotów zajmujących się obrotem gazem.
Zwiększenie wielkości zapasu obowiązkowego
Ustawa o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego nakłada obowiązek utrzymywania zapasu obowiązkowego na poziomie 30 dni średniorocznego importu oraz przechowywania go w instalacjach magazynowych, których parametry techniczne zapewniają możliwość dostarczenia całkowitej ilości zapasu do systemu gazowego w okresie nie dłuższym niż 40 dni. Spełnienie wymagań ustawowych związanych z utrzymywaniem zapasu obowiązkowego powoduje dla PGNiG ryzyka bilansowe, technologiczne oraz stwarza zagrożenie w realizacji zobowiązań kontraktowych.
Wymagane ustawowo parametry techniczne dostarczenia zapasu obowiązkowego do systemu gazowego powodują, że znaczna część zapasu została umieszczona w szczytowym magazynie gazu KPMG Mogilno. W rezultacie zapas istotnie ogranicza handlowe korzystanie z pojemności i dużych mocy dostaw gazu do systemu przesyłowego z tego magazynu. Biorąc pod uwagę tryb uruchamiania zapasów obowiązkowych gazu ziemnego, który wymaga uzyskania zgody ministra właściwego ds. gospodarki, poprzedzonej wprowadzeniem ograniczeń handlowych w dostawach gazu do odbiorców, powstaje ryzyko niezapewnienia ciągłości dostaw gazu do odbiorców końcowych.
Konsekwencją utrzymywania zapasu obowiązkowego jest pozostawienie częściowo wypełnionych pojemności magazynów po zakończeniu sezonu zimowego, a co za tym idzie mniejsze możliwości zatłaczania gazu w okresie letnim. Zatłaczanie magazynów w sezonie letnim, charakteryzującym się niskim zapotrzebowaniem odbiorców na gaz, istotnie ułatwia realizację minimum letniego w ramach kontraktu jamalskiego – zwiększa bowiem łączną wielkość zapotrzebowania na gaz ziemny. Istnieje zatem zagrożenie, że wysoki stan zatłoczenia PMG na początku sezonu letniego może przyczynić się do braku możliwości zrealizowania zobowiązań kontraktowych na dostawy gazu z importu.
Konkurencja w obszarze dystrybucji
Liberalizacja rynku gazu powoduje, że spółka dystrybucyjna narażona jest na zwiększenie aktywności firm konkurencyjnych. Firmy zajmujące się dystrybucją gazu ziemnego systematycznie rozbudowują swoje sieci gazowe i pozyskują nowych odbiorców. Ponadto pojawili się na rynku przedsiębiorcy, którzy 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 inwestycyjnych oraz nie wymaga podłączenia do systemu gazowego i zapewnienia niezbędnych rezerw przepustowości sieci przesyłowej i dystrybucyjnej.
Na pozycję konkurencyjną Spółki Gazownictwa wpływa również polityka taryfowa Urzędu Regulacji Energetyki, utrudniająca prowadzenie elastycznej polityki cenowej wobec niektórych grup odbiorców. Brak elastyczności cenowej powoduje, że oferta firm konkurencyjnych może stanowić atrakcyjną alternatywę dla obecnych odbiorców spółki dystrybucyjnej.
Źródła zasilania systemu dystrybucyjnego
Sieć gazowa Polskiej Spółki Gazownictwa Sp. z o.o. połączona jest z systemem przesyłowym OGP GAZ-SYSTEM SA i głównie z niego zasilana. Ograniczenia parametrów przepustowości i ciśnień dostaw paliwa gazowego w systemie przesyłowym utrudniają lub uniemożliwiają dalszy rozwój systemu gazowego na znacznym obszarze działania spółki.
Służebność przesyłu
Grupa PGNiG coraz częściej spotyka się z wygórowanymi roszczeniami finansowymi właścicieli terenów, na których dawniej zlokalizowano sieć gazową. Służebność przesyłu stanowi podstawowy sposób ustalenia zakresu korzystania z cudzej nieruchomości przez przedsiębiorstwo przesyłowe, za co właścicielowi przysługuje odpowiednie wynagrodzenie. Roszczenia właścicieli nieruchomości generują dodatkowe, często wysokie koszty i mogą negatywnie wpłynąć na wyniki finansowe Spółek Gazownictwa.
Działalność elektroenergetyczna
Istotnym czynnikiem ryzyka wpływającym na działalność sektora elektrociepłowniczego w Polsce jest wygaśnięcie systemów wsparcia dla kogeneracji gazowej i węglowej. Brak jest także przejrzystej i stabilnej w dłuższym okresie polityki wspierania inwestycji w odnawialne i kogeneracyjne źródła wytwórcze. Powyższe czynniki w sposób zasadniczy wpływają na decyzje w zakresie planów rozwoju PGNiG TERMIKA i stwarzają istotne ryzyko pogorszenia się sytuacji finansowej spółki.
Ponadto przy obecnym poziomie cen wygaśnięcie funkcjonowania systemu wsparcia dla energii elektrycznej i ciepła, wytwarzanych w wysokosprawnej kogeneracji w postaci tzw. żółtych certyfikatów powoduje, że prowadzenie działalności polegającej na wytwarzaniu ciepła i energii elektrycznej w oparciu o gaz ziemny jest nieopłacalne, a to z kolei skutkuje ograniczeniem odbioru gazu przez niektóre elektrociepłownie.
Zaostrzenie norm emisji gazów i pyłów w roku 2016 wymusza obecnie procesy modernizacji elektrowni i elektrociepłowni oraz może skutkować wyłączeniem wielu jednostek wytwórczych (o mocy pomiędzy 4–6 tys. MWe) do 2020 roku, których nie będzie opłacało się wyposażać w drogie instalacje oczyszczania spalin. Aby sprostać zaostrzonym standardom emisyjnym PGNiG TERMIKA sukcesywnie modernizuje swoje jednostki wytwórcze.
Utrzymanie udziału w rynku ciepła sieciowego
Rozbudowa miejskiej spalarni odpadów komunalnych spowoduje dostarczenie większej ilości ciepła do miejskiej sieci ciepłowniczej. Powyższe wpłynie na zmianę udziału PGNiG Termika w produkcji ciepła do miejskiej sieci ciepłowniczej miasta stołecznego Warszawy z obecnego poziomu 98% do poziomu 95% w 2019 roku.
Współpraca z Dalkia Warszawa SA w zakresie pozyskiwania nowych odbiorców ciepła, a także przyłączanie nowych obszarów zachodniej Warszawy do miejskiej sieci ciepłowniczej powinny w znaczny sposób zredukować potencjalne przyszłe spadki produkcji zakładów wytwórczych PGNiG Termika. Ponadto w celu utrzymania udziału w rynku ciepła sieciowego spółka oferuje sprzedaż „zielonego” ciepła pochodzącego z jednostek spalających biomasę, utrzymuje konkurencyjność cenową oraz wykorzystuje zasady TPA (Third Party Access) w celu pozyskania klienta końcowego.