Wprowadzenie

(W tym gwałtowny wzrost cen ropy naftowej, wzrost cen gazu ziemnego oraz rozwój rynku LNG)

W drugiej połowie 2021 r. nastąpił bezprecedensowy wzrost cen gazu ziemnego na rynkach. Cena spot w szczycie notowań była 18,3 razy wyższa w stosunku do średniej ceny z 2020 r. i 12,6 razy wyższa od średniej z 2019 r. W dniu 21 grudnia 2021 r. cena gazu na giełdzie TTF osiągnęła rekordowy poziom 180 EUR/MWh. Innymi czynnikami mającymi wpływ na wzrost cen był spadek produkcji gazu w Europie (UK, Holandia i Norwegia) oraz wysoki popyt na LNG (zwłaszcza rynek chiński oraz brazylijski).

Średnia cena gazu w Europie w 2021 r. była wyższa o 385% w porównaniu do średniej ceny z 2020 r. (na podstawie cen odnotowanych na TTF, THE/GPL, NBP i TGE) – zmiana z poziomu 9,5 EUR/MWh w 2020 r. do 46,12 EUR/MWh. Pod koniec sezonu zimowego 2021 r. i na początku II kwartału temperatura była poniżej norm sezonowych, to z kolei wpłynęło na zwiększenie zapotrzebowania na gaz, a w efekcie zczerpanie magazynów. Jednocześnie można było zaobserwować wysoki popyt LNG na rynkach azjatyckich, a to wpłynęło na przekierowania dostaw z Europy do Azji. W II połowie 2021 r. wciąż utrzymywał się niski poziom zapasów magazynowych w Europie, dodatkowo niższa produkcja gazu (ograniczenie wydobycia ze złoża Groningen), a także niższa podaż rosyjskiego gazu do Europy spowodowały, że wzrost cen gazu nasilał się. Dramatyczny wzrost cen w Europie pod koniec roku oraz spadek zapotrzebowania na rynkach azjatyckich spowodował, że więcej ładunków LNG zaczęło docierać na rynek europejski i zaczęła odbudowywać się podaż gazu z regazyfikacji. Towarzyszyło temu jednak całkowite wstrzymanie dostaw gazu rosyjskiego do Niemiec Gazociągiem Jamalskim, jak również ograniczanie przepływów przez Ukrainę.

Światowe zużycie gazu ziemnego było większe w 2021 r. w stosunku do 2020 r., co związane było z ożywieniem gospodarczym po zastoju spowodowanym przez pandemię COVID-19 i mroźną zimę. Podaż nie nadążała za popytem, co w efekcie przełożyło się na wysokie ceny gazu ziemnego na rynkach.

Podobnie jak w poprzednim roku widoczny jest rozwój infrastruktury LNG na globalnym rynku – zarówno służącej zwiększeniu mocy eksportowych jak i importowych. W 2021 r. import LNG przez GK PGNiG wzrósł w porównaniu z 2020 r. Uczestnictwo PGNiG w globalnym rynku LNG umożliwia optymalizację długoterminowego portfela gazu, jak również pozwala na pokrycie zapotrzebowania w przypadku wystąpienia dodatkowego popytu lub ograniczenia rurociągowych dostaw gazu, co miało miejsce w 2021 r. w wyniku ograniczenia dostaw gazu przez głównego dostawcę z kierunku wschodniego – Gazprom.

W 2021 r. średnia cena spot ropy Brent wyniosła $71/bbl, natomiast w 2020 r. było to $42/bbl. Wzrosty cen wynikały przede wszystkim z odbicia gospodarczego po globalnej pandemii koronawirusa. Dzięki wprowadzeniu szczepień w wielu regionach świata zniesiono obostrzenia, a mobilność powróciła do poziomów zbliżonych do tych sprzed pandemii. Wzrost światowego popytu na ropę przewyższał krótkoterminowy wzrost wydobycia, co spowodowało spadek globalnych zasobów tego surowca. Niepewność względem dalszego rozwoju pandemii przekładała się na zmienność cenową tego surowca zwłaszcza pod koniec 2021 r.

W styczniu i lutym 2022 r. doszło do stabilizacji cen gazu na poziomie poniżej 80 EUR/MWh. Agresja Federacji Rosyjskiej na Ukrainę w dniu 24 lutego 2022r. spowodowała bardzo szybki wzrost cen oraz ich znaczącą zmienność. W dniu 7 marca 2022 r. ceny osiągnęły historyczny szczyt w wysokości 354 EUR/MWh.

Portfel pozyskania gazu GK PGNiG zakłada możliwość pokrycia całego zapotrzebowania na gaz w Polsce dla GK PGNiG oraz klientów Grupy i składa się w istotnej części z kontraktów importowych długoterminowych (kontrakt jamalski i katarski).

W 2021 r. kontynuowano strategię dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego z importu zwiększając udział dostaw z zachodu i południa (opartych o rynkowe ceny gazu w poszczególnych hubach) oraz LNG (dostawy spot oraz kontrakty długoterminowe), kosztem zmniejszenia udziału dostaw z kierunku wschodniego – w 2021 r. import LNG stanowił ponad 25% portfela importowego, z kolei import gazu z Rosji spadł do ok. 60%.

Z uwagi na wygasający po 2022 r. kontrakt jamalski, dla GK PGNiG szczególnie istotne jest budowanie 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 terminala LNG w Świnoujściu, w związku z czym PGNiG powiększył swój portfel LNG o kilka umów z partnerami amerykańskimi na dostawy tego gazu do Polski.

Otoczenie regulacyjne, w którym działa Grupa PGNiG podlega cyklicznym, istotnym zmianom, w szczególności w obszarach opodatkowania wydobycia węglowodorów, realizowania obliga giełdowej sprzedaży gazu, czy redukcji emisji CO₂.

Polityka klimatyczna UE oraz zobowiązania międzynarodowe do ograniczenia emisji gazów cieplarnianych i eliminacji paliw kopalnych z miksu energetycznego na rzecz technologii bezemisyjnych są niesprzyjające dla sektora gazu ziemnego.

Fit for 55 to pakiet zmian legislacyjnych, który Komisja Europejska ogłosiła w połowie lipca 2021 r. Mają one doprowadzić do ograniczenia emisyjności gospodarki europejskiej o co najmniej 55% do 2030 r. Implementacja pakietu w obecnym brzmieniu będzie miała szereg negatywnych konsekwencji dla GK PGNiG z powodu zwiększenia kosztów wykorzystania paliw kopalnych.

Proponowany pakiet gazowy, który ma wpłynąć na dekarbonizację sektora gazu, ma doprowadzić do zdecydowanych zmian w zakresie gazu kopalnianego, a docelowo ma zostać zastąpiony gazami odnawialnymi, w tym wodorem, biometanem, początkowo poprzez mieszanie z gazem ziemnym, a finalnie – całościowo.

W połowie grudnia 2021 r. Komisja Europejska przedstawiła pakiet mający na celu dekarbonizację sektora gazu poprzez ułatwienie wykorzystania OZE i niskoemisyjnych gazów. Rola gazu w transformacji energetycznej zależy w dużej mierze od tego, jak sektor odpowie na nowy pakiet gazowy oraz na zmieniające się realia rynkowe.