WYZWANIA STRATEGICZNE
udostępnij:
Jedną z najbardziej charakterystycznych cech szerokiego sektora energetycznego jest jego bardzo wysokie uzależnienie od cen surowców, jakimi są gaz ziemny oraz ropa naftowa. Nagły spadek cen ropy naftowej niejednokrotnie powodował zachwianie równowagi całego sektora. Jednocześnie od kilku lat słabnie korelacja rynkowych cen gazu i produktów ropopochodnych.
W 2019 r. zmianom na krajowym rynku gazu towarzyszył spadek cen gazu na rynkach europejskich. Spadek cen gazu ziemnego jest widoczny w przychodach ze sprzedaży gazu klientom hurtowym przez segment Obrót i Magazynowanie.
Istotne implikacje dla Grupy PGNiG spowodował również spadek cen ropy naftowej w 2019 r. (w porównaniu z 2018 r.). Z jednej strony odnotowano niższy koszt pozyskania gazu w ramach kontraktów długoterminowych i większą atrakcyjność importu, a z drugiej powoduje to niższą ekonomikę zagranicznych projektów upstream z większym udziałem ropy w strukturze zasobów, a w konsekwencji niższą wycenę zagranicznego segmentu Poszukiwanie i Wydobycie.
Ponadto w ostatnich latach następuje intensywny rozwój infrastruktury LNG na globalnym rynku służącej zwiększeniu mocy zarówno eksportowych (terminale skraplające), w szczególności w Ameryce Północnej i Australii, jak i importowych. Wcześniejsze przewidywania co do istotnej nadpodaży Liquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacjiLNG na rynku nie sprawdziły się w związku z silnym wzrostem popytu na Liquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacjiLNG w krajach azjatyckich, głównie w Chinach. Uczestnictwo PGNiG w globalnym rynku Liquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacjiLNG umożliwi optymalizację długoterminowego portfela gazu, jak również pozwoli na uzupełnienie dostaw gazu do Polski na bazie krótkoterminowej w przypadku dodatkowego popytu lub okazji cenowych (optymalizacja dostaw gazu z innych kierunków).Liquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji
Portfel pozyskania gazu Grupy PGNiG zakłada możliwość pokrycia całego zapotrzebowania na gaz w Polsce dla Grupy PGNiG oraz jej klientów i składa się w istotnej części z kontraktów importowych długoterminowych (kontrakt jamalski i katarski). W 2019 r. kontynuowano strategię dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego z importu, zwiększając udział dostaw z kierunków zachodniego i południowego (opartych na rynkowych cenach gazu w poszczególnych hubach) oraz LNG (spotowe dostawy oraz kontrakty długoterminowe) kosztem zmniejszenia udziału dostaw z kierunku wschodniego.Liquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji
Z uwagi na wygasający po 2022 r. kontrakt jamalski Grupa PGNiG aktywnie wspiera budowę alternatywnych tras dostaw gazu ziemnego do Polski, w tym głównie z kierunku północnego za pośrednictwem planowanego gazociągu Baltic Pipe. Celem Grupy po 2022 r. jest także optymalne wykorzystanie terminalu LNG w Świnoujściu, w związku z czym PGNiG powiększyło swój portfel Liquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacjiLNG o kilka umów z partnerami amerykańskimi na dostawy tego gazu do Polski po 2022 r.Liquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji
Zmiany klimatyczne, w tym wyższe temperatury wynikające z ocieplenia klimatu, mają wpływ na mniejsze wolumeny obrotu gazem. Szczególnie w tradycyjnych okresach grzewczych wzrost średniej miesięcznej temperatury powoduje wspomniany spadek wolumenów sprzedaży i dystrybucji gazu ziemnego oraz wolumenów sprzedaży ciepła sieciowego, co w konsekwencji przekłada się na wynik finansowy.
Otoczenie regulacyjne, w którym działa Grupa PGNiG, podlega cyklicznym, istotnym zmianom, w szczególności w obszarach opodatkowania wydobycia węglowodorów oraz realizowania obliga giełdowego. Do tego dochodzą zapowiedzi zmian proklimatycznych w prawie unijnym zgodnych z najnowszą polityką klimatyczną „Europejski Zielony Ład”. (Więcej tutaj).
Cele proklimatyczne UE silnie wspierają zwiększanie efektywności energetycznej poprzez wdrażanie systemowych działań, w wyniku których możliwe będzie osiąganie wymiernych korzyści w postaci oszczędności w zużywanej energii w każdej postaci (elektryczna, gaz, ciepło, chłód itd.) przez kompleksowe objęcie kontrolą i zoptymalizowanie procesu gospodarowania energią w przedsiębiorstwie. Szansą na skuteczne wdrożenie tych założeń są innowacyjne technologie. (Więcej na ten temat w raporcie opublikowanym w 2019 r. przez PGNiG: „W kierunku energii przyszłości")
Przykładem realizacji postulatów efektywności energetycznej są chociażby działania podejmowane przez PGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa SA. Spółka ta już od wielu lat jest liderem w zakresie energetycznego zagospodarowania metanu z odmetanowania kopalń w celach produkcji energii elektrycznej, ciepła i chłodu w kogeneracji na potrzeby kopalń Jastrzębskiej Spółki Węglowej oraz mieszkańców Jastrzębia-Zdroju i okolic. Rocznie spółka zagospodarowuje ponad 70 mln m³ metanu z odmetanowania kopalń. Skutkuje to znacznym ograniczeniem ilości metanu uwalnianego do atmosfery, a co za tym idzie – redukcją emisji dwutlenku węgla na poziomie 900 tys. ton rocznie.
Z kolei z problematyką wykorzystania ciepła odpadowego współgra promowane już od wielu lat zagadnienie skojarzonego wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, tj. kogeneracja (Combined Heat and Power, CHP). W systemach wytwarzania energii elektrycznej bazujących na procesie spalania paliw ciepło to nic innego jak uboczny produkt wytwarzania energii elektrycznej. W Polsce działania związane z wytwarzaniem energii elektrycznej w kogeneracji realizuje m.in. PGNiG TERMIKA SA w Warszawie. Spółka prowadzi inwestycje w nowoczesne bloki gazowo-parowe wytwarzające energię elektryczną i ciepło w kogeneracji. Przykładem może być inwestycja EC Żerań.