Spółki szukają możliwości dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego

W Polsce od lat dominującym sprzedawcą gazu jest grupa Orlen. Odbiorcy szukają jednak nowych możliwości pozyskania surowca. Azoty rozmawiają o imporcie LNG z USA, a KGHM i Unimot chcą rozpocząć wydobycie. O dywersyfikacji myślą też inne firmy.

Polski rynek gazu ziemnego jest zdominowany przez grupę Orlen. Z ostatnich danych URE, jeszcze z 2023 r., wynika, że miała ona 71,2-proc. udział w ogółem pozyskanym do naszego kraju wolumenie surowca (poprzez zakupy i wydobycie) oraz 90,7-proc. w rynku detalicznym. Dane za ubiegły roku URE powinien przedstawić w najbliższych tygodniach. Nie należy jednak spodziewać się istotnej zmiany sytuacji, gdyż podobnie wygląda ona od lat, a w ostatnich kwartałach niewiele w tej materii się zdarzyło.

W ubiegłym roku grupa Orlen wyprodukowała 94,2 TWh (8,6 mld m sześc.) błękitnego paliwa, co wprawdzie oznaczało wzrost o 20,8 proc., ale jest on niemal wyłącznie zasługą rynków zagranicznych. W Polsce surowca wydobyto niemal tyle samo co w 2023 r. Na podobnym poziomie utrzymał się też import do naszego kraju, gdyż wyniósł 150,2 TWh (13,7 mld m sześc.). Wreszcie sprzedaż gazu realizowana przez koncern do klientów zewnętrznych sięgnęła 303 TWh (27,6 mld m sześc.) i także istotnie się nie zmieniła.

Foto: Parkiet

Orlen zbudował trzy filary dywersyfikacji dostaw gazu do Polski

Orlen jest nie tylko największym podmiotem wydobywającym, importującym, magazynującym i sprzedającym błękitne paliwo w Polsce, ale także największym jego konsumentem. W 2024 r. tylko na potrzeby własnej produkcji rafineryjnej, petrochemicznej i energetycznej zużył go 36,9 TWh (3,4 mld m sześc.), co oznaczało wzrost o około 16 proc. Jak będzie w tym roku, zależy od opłacalności produkcji w tych trzech biznesach, determinowanej relacjami cenowymi na rynkach energetycznych, oraz od uwarunkowań technologicznych. W dłuższej perspektywie spółka spodziewa się wzrostu zużycia surowca w Polsce, głównie w wyniku realizacji inwestycji w nowe energetyczne bloki gazowe w Ostrołęce, Grudziądzu i na warszawskich Siekierkach. O zapotrzebowaniu będzie też decydować cena gazu. W ubiegłym roku kosztował on grupę 56,4 mld zł (stanowił 20 proc. wszystkich kosztów operacyjnych) wobec 86,2 mld zł w 2023 r. (wówczas miał 26-proc. udział w kosztach operacyjnych).

Orlen od wielu lat dywersyfikuje kierunki dostaw. Obecnie dywersyfikacja opiera się na trzech filarach: wydobyciu własnym, zakupach od zagranicznych podmiotów na potrzeby przesyłu gazociągiem Baltic Pipe oraz dostaw LNG. Koncern jest też aktywny na różnych platformach obrotu gazem. „Grupa Orlen jest członkiem wszystkich liczących się giełd towarowych w regionie, tj. przede wszystkim EEX i ICE, które swoim zasięgiem pokrywają w praktyce dostęp do wszystkich płynnych rynków w Europie. Dostęp do rynków poprzez członkostwo w giełdach daje grupie możliwości realizacji transakcji na potrzeby importowe oraz na potrzeby handlowe na innych rynkach niż krajowy” – zapewnia zespół prasowy Orlenu. Dodaje, że aktywność na poszczególnych rynkach jest wypadkową szeregu czynników, takich jak m.in. potrzeby importowe, relacje cenowe między hubami gazowymi oraz własne zapotrzebowanie na surowiec.

Drugim co do wielkości konsumentem gazu w Polsce jest grupa Azoty. Z ostatnich danych wynika, że po trzech kwartałach ubiegłego roku koncern wydał na nabycie błękitnego paliwa 2,14 mld zł na 6,77 mld zł ogółem poniesionych w tym czasie kosztów na wszystkie zużyte surowce. Najwięcej gazu, bo 76 proc., zużyto przy produkcji nawozów (biznes agro). Część błękitnego paliwa przeznaczono też na produkcję wyrobów chemicznych (18 proc.) i tworzyw sztucznych (6 proc.). Z uwagi na ograniczenia wynikające z ustawy o zapasach obowiązkowych gazu, grupa Azoty od 2017 r. nie importuje bezpośrednio tego surowca. Poza niewielkimi ilościami kupowanymi na TGE, jej dominującym dostawcą jest Orlen. Teraz zdaje się jednak podejmować bardziej zdecydowane kroki w zakresie dywersyfikacji. Koncern niedawno podpisał list intencyjny z American Gas Partners w sprawie potencjalnej współpracy dotyczącej dostaw surowca z USA do Polski. Na razie zawarte porozumienie jedynie wyraża intencje stron i jest pierwszym krokiem mającym umożliwić import. Azoty podały, że w przypadku osiągnięcia porozumienia dostawy byłyby realizowane za pośrednictwem platformy do kontraktowania i zakupu gazu, do której docelowo ma przystąpić ograniczona liczba odbiorców z Europy i producentów z USA.

Grupy KGHM i Unimot zamierzają wydobywać gaz ziemny

Kolejnym dużym klientem Orlenu jest grupa KGHM. „Gaz jest paliwem wykorzystywanym przede wszystkim w procesach przygotowawczych i hutniczych KGHM, ale również w dużej mierze w procesach wspierających, tj. wytwarzanie energii elektrycznej, energii cieplnej oraz chłodu. Jest to więc bardzo istotny czynnik kosztowy mający wpływ na wyniki finansowe grupy” – przyznaje zespół biura prasowego spółki. W tym roku koncern zakłada nieznaczny wzrost zużycia gazu, co jest konsekwencją zwiększonej produkcji w Hucie Miedzi Głogów (w 2024 r. była w remoncie).

KGHM zużywa gaz zaazotowany wydobywany lokalnie przez grupę Orlen. W przyszłości planuje również wykorzystywać gaz wysokometanowy (dominuje w Polsce). „Grupa KGHM nieustannie dąży do dywersyfikacji ryzyka związanego z kontraktacją różnych surowców. Szczegółowe działania objęte są jednak tajemnicą przedsiębiorstwa” – podaje spółka. Dotyczy to również działań podejmowanych w związku z posiadaną koncesją na poszukiwanie i rozpoznawanie złoża węglowodorów Nowe Miasteczko (znajduje się stosunkowo blisko kopalń miedzi KGHM-u). Spółka ujawnia jedynie, że na tym terenie do dziś przeprowadziła powierzchniowe badania geofizyczne.

Kolejnym podmiotem, który chce zaistnieć w branży wydobywczej gazu, jest Unimot. Niedawno jego zarząd podjął decyzję o rozpoczęciu realizacji projektu, którego ostatecznym celem jest poszerzenie zakresu działalności grupy o ten właśnie obszar. To z kolei efekt uzyskania przez zależną firmę Unimot B1 (docelowo będzie się nazywać Unimot Upstream) pozytywnej oceny ministra klimatu i środowiska z postępowania kwalifikacyjnego mającego na celu ocenę zdolności firmy do prowadzenia poszukiwań, rozpoznawania i wydobywania złóż węglowodorów w Polsce.

W kolejnym etapie grupa chce podjąć działania organizacyjne, dzięki którym zostaną przeprowadzone analizy w zakresie pozyskania dostępu do własnych złóż w kraju i za granicą. W związku z tym rozważane jest m.in. wejście w joint venture z innymi podmiotami lub akwizycja udziałów mniejszościowych w już istniejących projektach poszukiwawczo-wydobywczych. Grupa Unimot zarówno prowadzi handel gazem, jak i zużywa go na własne potrzeby. „Nie planujemy zwiększania popytu na gaz na własne potrzeby, prognozujemy natomiast wzrost wolumenów w sprzedaży do klientów końcowych w ramach spółki Unimot Energia i Gaz. Dalszy rozwój w tym zakresie będzie zależał od warunków rynkowych oraz zmian legislacyjnych w obszarze importu” – podaje biuro prasowe Unimotu. Spółka nie ujawnia, z jakich źródeł nabywa błękitne paliwo. Podaje jedynie, że na bieżąco podejmuje działania mające na celu zwiększenie importu i dywersyfikację źródeł zakupów.

Część firm myśli o dywersyfikacji, a część nie widzi takiej możliwości

W najbliższych latach, w związku z budową kolejnych energetycznych bloków gazowych, istotnie powinien wzrosnąć popyt na błękitne paliwo spółek dziś realizujących takie inwestycje. Poza Orlenem kluczowym graczem w tym obszarze rynku jest PGE. Koncern nie odpowiedział jednak na nasze pytania, czy i jak ewentualnie chce dywersyfikować zakupy surowca. Z kolei Tauron informuje, że w ubiegłym roku jego grupa zużyła na własne potrzeby ponad 120 GWh gazu, co oznaczało wzrost w stosunku do 2023 r. Wydatki na ten cel nie mają jednak istotnego wpływu na łączne koszty koncernu. „W tym momencie nie można jednoznacznie określić kierunku i skali zmiany. Prawdopodobnie grupa Tauron zwiększy popyt na gaz na własne potrzeby, szczególnie w kotłowniach gazowych oraz kotłowniach szczytowo-rezerwowych w 2025 r. oraz w następnych latach” – podaje zespół prasowy spółki.

Dodaje, że w perspektywie pięcioletniej koncern planuje odejść od produkcji z węgla i zapewnić 100 proc. nisko- i zeroemisyjnego ciepła. Tauron zakupów gazu dokonuje zarówno na TGE, jak i w kontraktach bilateralnych. „Obecnie trwają analizy opłacalności procesu pozyskania gazu z zagranicy na rynek polski w kolejnych latach, co z uwagi na dodatkowe koszty magazynowania staje się mniej opłacalne niż zakup bezpośredni na rynku OTC lub na TGE. W tym wypadku opłacalność ekonomiczna importu gazu jest podstawowym parametrem prowadzonych analiz i podejmowania decyzji handlowych” – uważa Tauron.

W grupie Enea gaz na własne potrzeby zużywany jest wyłącznie przez firmę MEC Piła. Koncern prowadzi też nim handel. Surowiec kupuje przede wszystkim na TGE. W przyszłości może się to zmienić.  Utrzymywane są relacje biznesowe z potencjalnymi dostawcami gazu w oparciu o umowy bilateralne. Obecnie nie wykorzystuje się tych kanałów w obrocie handlowym – twierdzi Berenika Ratajczak, rzeczniczka Enei.

Gaz w prowadzonej działalności wykorzystują Kęty. W 2024 r. zużyły go 173 GWh, co oznaczało, że ten surowiec miał 2-proc. udział w ogólnych kosztach grupy. W tym roku planowana jest kilkuprocentowa zwyżka zapotrzebowania ze względu na planowany wzrost produkcji. Jedynym dostawcą jest grupa Orlen. – Aktualne analizy wskazują, iż nie ma efektywnego ekonomicznie sposobu istotnej dywersyfikacji dostaw gazu w przypadku spółki – podaje Michał Malina, dyrektor ds. relacji inwestorskich Kęt.

Boryszew zapotrzebowanie na gaz w zakładach należących do grupy określa jako znaczące. O szczegółach w tym zakresie poinformuje po publikacji raportu okresowego za 2024 r. Już wiadomo za to, że 41 GWh gazu zużyła w ubiegłym roku grupa PCC Rokita, zarówno na procesy chemiczne, jak i energetyczne. W jej łącznych kosztach wydatki na ten cel wynoszą mniej niż 1 proc. Zakupy gazu grupa realizuje na TGE i w Tauronie. „Obecne rozwiązania w zakresie zaopatrzenia w gaz są wystarczające wobec potrzeb grupy. Oczywiście, jeżeli sytuacja się zmieni, to wznowimy odpowiednie prace analityczne” – podaje PCC Rokita.

W grupie Selena FM wydatki na zakup gazu są znacząco niższe niż 1 proc. całości jej kosztów. Błękitne paliwo służy głównie do ogrzewania budynków produkcyjno-magazynowych i do celów technologicznych w jednym z oddziałów produkcyjnych firmy Selena Industrial Technologies. Grupa kupuje surowiec głównie od Orlenu. Nabywa go też na TGE.