Dodatkowym elementem bezpieczeństwa gazowego są zapasy zgromadzone w krajowych magazynach. Orlen uważa, że są wystarczające, aby zagwarantować pewność dostaw do klientów również w czasie zwiększonego zapotrzebowania zimą. Polskie magazyny są obecnie zapełnione w 82 proc., podczas gdy średnia w UE to 68 proc. Co więcej, u naszych sąsiadów ten wskaźnik jest znacznie niższy. W Niemczech wynosi obecnie niespełna 76 proc., na Słowacji – ponad 71 proc., w Czechach – prawie 63 proc., w Ukrainie zaś – zaledwie 15 proc.
Orlen to nie tylko kluczowy dostawca gazu do odbiorców w Polsce, ale również największy jego konsument. Ile surowca zużywa na własne potrzeby ani czy w tym roku mogą tu nastąpić jakieś zmiany, nie podaje. Informuje jedynie o sprzedaży wewnątrz grupy i poza grupą. W III kwartale ubiegłego roku było to odpowiednio 5,1 mld m sześc., i 2,5 mld m sześc., a rok wcześniej 4,9 mld m sześc. i 3,1 mld m sześc. Jednocześnie koncern przyznaje, że ceny błękitnego paliwa mają zasadniczy wpływ na wyniki biznesu wydobywczego (63 proc. produkcji węglowodorów w 2023 r. stanowiła produkcja tego surowca) oraz biznesu gazu (ceny mają wpływ m.in. na poziom marż ze sprzedaży i wolumeny dystrybucji). „Ceny gazu oddziałują również na inne segmenty, takie jak: rafineria (gaz jest tam wykorzystywany do produkcji ciepła na potrzeby procesów produkcyjnych), petrochemia (gaz wykorzystywany do produkcji nawozów) oraz energetyka (gaz wykorzystywany w elektrociepłowniach do wytwarzania ciepła i energii elektrycznej – przeznaczonych do sprzedaży zewnętrznej bądź na potrzeby własne)” – przyznaje Orlen.
W najbliższych miesiącach Polsce nie grozi niedobór gazu
Unimot, jeden z największych niezależnych dostawców błękitnego paliwa nad Wisłę, szacuje, że w I kwartale notowania surowca mogą utrzymywać się powyżej 40 euro za MWh. Zdecyduje o tym m.in. stosunkowo wysoki popyt związany z wykorzystywaniem gazu na cele grzewcze oraz konieczność zastąpienia wcześniejszych dostaw z Rosji przez Ukrainę do UE zwiększonym importem LNG. Ponadto okresowo wzmocnieniem dla notowań mogą być fale mrozu zarówno w Europie, jak i USA oraz ograniczenie dostaw gazociągami z Norwegii w przypadku przedłużonych napraw lub usterek infrastruktury.
Kolejna sprawa to niższy niż rok temu poziom zapełnienia unijnych magazynów. To oznacza, że pod koniec sezonu grzewczego będzie konieczny zwiększony import LNG i utrzymanie konkurencyjnych stawek wobec odbiorców azjatyckich. „Warto jednak zauważyć, że uruchomione pod koniec roku nowe amerykańskie kompleksy LNG wraz z inwestycjami w Kanadzie i Meksyku mogą zapewnić do 50 mld m sześc. dodatkowej podaży skroplonego gazu w 2025 r., co może zmniejszyć napięcie na globalnym rynku fizycznym. W II kwartale bieżącego roku, niewykluczony jest spadek cen gazu w okolicach 30–35 euro za MWh w obliczu ustabilizowania podaży, niższej temperatury oraz ponownego wzrostu udziału OZE w unijnej produkcji energii” – ocenia biuro prasowe grupy Unimot.
Również ta firma nie spodziewa się, aby w najbliższych miesiącach nastąpił niedobór gazu w kraju m.in. ze względu na wciąż dość duży wolumen surowca zgromadzonego w polskich magazynach. Ponadto zdywersyfikowane źródła dostaw zapewniają bezpieczeństwo podaży. Unimot pytany, skąd sam pozyskuje obecnie największe ilości surowca, podaje jedynie, że ze względu na konsekwentną budowę portfela sprzedaży, stara się zawsze wykorzystywać źródła, z których posiada stabilne i relatywnie atrakcyjne cenowo dostawy. Mimo to zwyżka kursu błękitnego paliwa może doprowadzić do częściowego wzrostu kapitałochłonności biznesu gazowego giełdowej spółki. Unimot nie ujawnia, ile tego surowca zużywa na własne potrzeby, ani czy w tym roku może zanotować w tym zakresie jakąś zmianę.
Grupa Azoty, drugi co do wielkości konsument gazu w Polsce, podaje, że zużycie własne surowca zależne jest od aktualnych poziomów produkcji. Czy w tym roku wzrośnie, nie wiadomo. – Koszt zakupu gazu to podstawowy czynnik determinujący konkurencyjność grupy, obok pozostałych kosztów energetycznych (energii elektrycznej) oraz kosztów emisji, które w UE wynikają z wdrożonego systemu handlu emisjami ETS. Gaz ziemny stanowi podstawowy surowiec do produkcji nawozów i w zależności od ich rodzaju sięga nawet 60 proc. kosztów wytworzenia produktu” – zauważa Monika Darnobyt, rzeczniczka Azotów. Dodaje, że z uwagi na ograniczenia wynikające z ustawy o zapasach obowiązkowych gazu, od 2017 r. koncern nie importuje surowca. Poza niewielkimi ilościami kupowanymi na TGE, dominującym dostawcą pozostaje grupa Orlen.
