Transformacja polskiego rynku gazu ziemnego. Nowa rola PGNiG.

Prezentacja na temat: "Transformacja polskiego rynku gazu ziemnego. Nowa rola PGNiG."— Zapis prezentacji:

1 Transformacja polskiego rynku gazu ziemnego. Nowa rola PGNiG.
XVIII edycja Konferencji GAZTERM Międzyzdroje, maja 2015 r.

2 Agenda I. Uwarunkowania historyczne II. Liberalizacja rynku gazu
III. Wyzwania na rynku gazu

3 I. Uwarunkowania historyczne
Udział PGNiG w rynku gazu ziemnego w Polsce w 2008 r.* 1 Udział PGNiG w rynku gazu ziemnego W 2008 roku rynek gazu w Polsce jest nadal rynkiem jednego sprzedawcy (ang. single buyer), którym jest PGNiG SA. PGNiG SA kontroluje wszystkie, poza przesyłem, rodzaje działalności w łańcuchu dostaw (produkcję, import, sprzedaż hurtową i detaliczną, magazynowanie, dystrybucję). W każdym z tych obszarów PGNiG SA posiada pozycję dominującą, z udziałem powyżej 98%. rynku. 2 Uwarunkowania infrastrukturalne Techniczne zdolności importu do Polski w 2009 r.** Dominująca pozycja PGNiG SA jest w dużej mierze skutkiem braku alternatywnych kierunków dostaw. W 2009 r. połączenie w Lasowie o przepustowości 0,9 mld m3/rok stanowiło jedyną alternatywę dla dostaw gazu z kierunku wschodniego. Techniczne zdolności połączenia w Lasowie stanowiły zaledwie 9% łącznych technicznych zdolności importu gazu. * Wykres na podstawie danych URE z 2008 r. * *Wykres na podstawie danych GAZ-SYSTEM S.A

4 I. Uwarunkowania historyczne
3 Zobowiązania PGNiG SA wynikające z posiadanej pozycji dominującej Jako monopolista na rynku gazu PGNiG było jednocześnie odpowiedzialne za zapewnienie bezpieczeństwa dostaw oraz rozwój rynku gazu w Polsce (głównie w zakresie infrastrukturalnym). Specyficzna rola PGNiG została usankcjonowana w Statucie Spółki, zgodnie z którym Spółka realizuje zadania dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju w zakresie (m.in.): ciągłości dostaw gazu do odbiorców oraz utrzymywania niezbędnych rezerw, równoważenia bilansu paliw gazowych, działalności wydobywczej gazu. Skutkiem tak pojmowanej roli Spółki na rynku gazu, PGNiG SA wkracza w liberalizację rynku obciążone szeregiem zobowiązań związanych z realizacją przypisanych Spółce historycznie funkcji. Kontrakty domykające bilans gazu (kontrakt jamalski) Zobowiązania dot. dywersyfikacji dostaw (kontrakt katarski) Utrzymywanie zapasów obowiązkowych gazu Zakontraktowanie 2/3 zdolności regazyfikacyjnych w terminalu LNG Inwestycje w infrastrukturę magazynową Poszukiwanie złóż gazu łupkowego Historyczne zobowiązania PGNiG S.A. wspierające bezpieczeństwo dostaw i rozwój infrastruktury na rynku gazu

5 Agenda I. Uwarunkowania historyczne II. Liberalizacja rynku gazu
III. Wyzwania na rynku gazu

6 ! II. Liberalizacja rynku gazu 1
Przekształcenia strukturalne na rynku gazu grudzień 2012 Uruchomienie hurtowego obrotu gazem na giełdzie towarowej oraz wprowadzenie wirtualnego punktu handlu gazem lipiec 2013 Wejście w życie rozporządzenia w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi, które wprowadziło m.in. pełen rozdział usług przesyłu i dystrybucji od obrotu oraz stawki przesyłowe entry-exit. wrzesień 2013 Wprowadzenie obligo giełdowego tj. obowiązku sprzedaży części surowca na Towarowej Giełdzie Energii (TGE); wkrótce PGNiG S.A. zostaje animatorem (listopad 2013). Przejście OGP Gaz-System S.A. pod nadzór Ministerstwa Gospodarki. sierpień 2014 Wydzielenie Spółki PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o. oraz wprowadzenie tzw. sukcesji generalnej umów. W rezultacie przekształceń strukturalnych rynku, które zostały przeprowadzone na przestrzeni ostatnich kilku lat „uwolniony” został segment obrotu hurtowego (nowi gracze zyskali dostęp do gazu na rynku krajowym) oraz stworzone zostały podwaliny pod rozwój konkurencji w segmencie obrotu detalicznego. !

7 Możliwe kierunki importu gazu do Polski w 2015 r.
II. Liberalizacja rynku gazu 2 Poprawa dostępu do rynku na poziomie infrastrukturalnym Program inwestycyjny GAZ-SYSTEM S.A. na lata : udostępnienie usługi wirtualnego przesyłu zwrotnego na Gazociągu Jamalskim (5,5 mld m3/rok, PL-DE), rozbudowa zdolności przesyłowych w Lasowie (łącznie 1,5 mld m³/rok, PL-DE), budowa interkonektora w Cieszynie (0,5 mld m3/rok), budowa terminala LNG (5 mld m3/rok). Możliwe kierunki importu gazu do Polski w 2015 r. Tietierowka Wysokoje Drozdowicze Cieszyn Lasów Terminal LNG w Świnoujściu Mallnow Kondratki Gubin Branice Techniczne zdolności importu gazu do Polski (2015)* 22,6 mld m3/rok * Wykres na podstawie danych GAZ-SYSTEM S.A. Przewidywana wielkość technicznych zdolności importu gazu na koniec 2015 r., po uruchomieniu terminala LNG.

8 Średniomiesięczny udział PGNiG w imporcie gazu do Polski*
II. Liberalizacja rynku gazu 3 Zmiana struktury podmiotowej rynku gazu W okresie od stycznia 2013 do stycznia 2015 roku udział PGNiG S.A. w imporcie gazu do Polski (średniomiesięcznie)* spadł o ponad 12 punktów procentowych. Latem 2014 r. udział innych podmiotów w imporcie gazu do Polski dochodził nawet do 25% (średniomiesięcznie). 92,1% 79,7% Średniomiesięczny udział PGNiG w imporcie gazu do Polski* Obserwowane zmiany w strukturze podmiotowej importu gazu do Polski wskazują na rosnącą aktywność konkurencji. Na skutek zachodzących zmian PGNiG utraciło pozycję monopolistyczną w obrocie gazem a uczestnicy rynku zyskali faktyczny dostęp do alternatywnych źródeł pozyskania gazu. ! ! * Udział PGNiG SA w przepływach gazu do Polski na punktach OGP Gaz-System (bez uwzględnienia tranzytu gazociągiem jamalskim oraz bez eliminacji eksportu).

9 Zmiana wielkości zapasów obowiązkowych PGNiG S.A.
II. Liberalizacja rynku gazu 4 Konsekwencje postępującej liberalizacji rynku w sferze bezpieczeństwa dostaw gazu Na skutek spadku udziału PGNiG S.A. w imporcie gazu do Polski znacznemu zmniejszeniu uległ poziom zapasu obowiązkowego utrzymywanego przez Spółkę w bieżącym roku gazowym. Spadek zapasu PGNiG nie został zrekompensowany utworzeniem zapasu przez innych uczestników rynku. Zmiana wielkości zapasów obowiązkowych PGNiG S.A. Obecny system gwarantujący bezpieczeństwo dostaw nie podąża za zmianami zachodzącymi na rynku. Z uwagi na uwarunkowania historyczne system ten niewspółmiernie obciąża tylko jednego z graczy rynkowych. ! !

10 Agenda I. Uwarunkowania historyczne II. Liberalizacja rynku gazu
III. Wyzwania na rynku gazu

11 Połączenia międzysystemowe w 2020 r.*
III. Wyzwania na rynku gazu 1 Rozwój zdolności przesyłowych po 2015 r. Program inwestycyjny GAZ-SYSTEM S.A. na lata : Realizacja Korytarza Północ-Południe: połączenia z Czechami (Hat), Słowacją, Litwą i Danią (tzw. Baltic Pipe - obecnie zawieszony), Połączenie regionów CEE i bałtyckiego: rozbudowa Terminala LNG w Świnoujściu. Połączenia międzysystemowe w 2020 r.* Tietierowka Wysokoje Drozdowicze Cieszyn Lasów Terminal LNG w Świnoujściu Mallnow Kondratki Gubin Branice Polska – Słowacja Polska – Dania Polska – Litwa 2.4 (2023) 5.70 do PL, 4.30 do SK (2019/2020) Polska – Czechy 6.50 do PL, 5.00 do CZ (2018/2019) 3.0 (2023) 7.50 (2020) Techniczne zdolności importu gazu do Polski (2020)* * Wykres na podstawie danych GAZ-SYSTEM S.A.

12 III. Wyzwania na rynku gazu
2 Docelowa struktura podmiotowa rynku gazu W efekcie zachodzących przekształceń na rynku gazu PGNiG SA traci swoją historyczną pozycję jednego dostawcy. Docelowo GK PGNiG będzie jednym z wielu uczestników rynku, tak po stronie importu/wydobycia, jak i sprzedaży do odbiorców końcowych. W warunkach polskich na uwagę zasługuje szczególna pozycja odbiorców końcowych na rynku gazu ziemnego. Z uwagi na liczne przywileje regulacyjne podmioty te wchodzą na wyższe szczeble obrotu wypierając z rynku przedsiębiorstwa energetyczne (spółki obrotu). Rynek gazu z perspektywy historycznej (rynek jednego dostawcy) Docelowa struktura rynku gazu (rynek zliberalizowany)

13 Potencjalne skutki utrzymywania regulacji cen gazu
III. Wyzwania na rynku gazu 3 Regulacja cen a zmiany zachodzące na rynku Utrzymywanie regulacji cen gazu dla odbiorców przemysłowych oraz podmiotów dokonujących zakupu w punkcie wirtualnym oznacza, iż cena taryfowa PGNiG jest dla nich „opcją call” - dzięki możliwości relatywnie szybkiej ponownej zmiany dostawcy mogą oni „wracać” do PGNiG w przypadku niekorzystnych zmian cen na rynku gazu. W efekcie PGNiG jako jedyny uczestnik rynku ponosi koszt niekorzystnych odchyleń cenowych. Odbiory „wracają” do PGNiG Odbiorcy kupują gaz na rynku Cena gazu Cena rynkowa Czas Cena taryfowa PGNiG Potencjalne skutki utrzymywania regulacji cen gazu Utrzymywanie regulacji cen gazu w warunkach postępującej liberalizacji powoduje, iż pozostali uczestnicy rynku mają możliwość arbitrażu pomiędzy ceną rynkową i ceną taryfową. !

14 Dywersyfikacja dostaw gazu
III. Wyzwania na rynku gazu 4 System bezpieczeństwa dostaw gazu w warunkach rynku zliberalizowanego Zapas obowiązkowy Obecne umiejscowienie obowiązku utrzymywania zapasów nieuchronnie prowadzi do erozji poziomu bezpieczeństwa. Koszty utrzymywania rezerwy strategicznej gazu powinny być rozłożone równomiernie na wszystkich uczestników rynku. Obecny system zupełnie abstrahuje od standardu w zakresie dostaw. Dywersyfikacja dostaw gazu Wymóg dywersyfikacji dostaw gazu na poziomie portfela znajdował uzasadnienie w warunkach historycznych, gdy cały import realizowany był przez PGNiG S.A. Dywersyfikacja dostaw jest naturalną konsekwencją liberalizacji i zmiany struktury podmiotowej rynku. System bezpieczeństwa dostaw gazu w Polsce był projektowany w warunkach i na potrzeby rynku jednego dostawcy. Postępujący proces liberalizacji rodzi potrzebę jego gruntownej przebudowy, z uwzględnieniem szerszego zastosowania narzędzi rynkowych. !

15 Strategia GK PGNiG na lata 2014 - 2022
III. Wyzwania na rynku gazu 5 Transformacja GK PGNiG Strategia GK PGNiG na lata I Utrzymanie wartości w obrocie (detalicznym i hurtowym) II Maksymalizacja przepływów z obszarów infrastruktury i wytwarzania III Wzmocnienie i transformacja obszaru poszukiwań i wydobycia 1 Optymalizacja zarządzania portfelem gazu ziemnego (renegocjacja i model mitygacji efektu KDT) 3 Maksymalizacja wartości w obszarze infrastruktury sieciowej (dystrybucja gazu i ciepła) 5 Utrzymanie wydobycia krajowego ze złóż konwencjonalnych 6 Potwierdzenie geologicznego i ekonomicznego potencjału złóż typu shale gas w Polsce NOWY OBSZAR ROZWOJU: ZAKUP SIECI CIEPŁOWNICZYCH 2 Opracowanie i wdrożenie nowego modelu sprzedaży detalicznej i hurtowej 4 Aktywny udział we współtworzeniu regulacji dotyczących rynku nośników energii 7 Rozwój działalności upstream poza granicami Polski NOWY OBSZAR ROZWOJU: ZAKUP AKTYWÓW ZAGRANICZNYCH IV Zbudowanie fundamentów wzrostu w całym łańcuchu wartości 8 Program Poprawy Efektywności i koncentracja na działalności podstawowej 9 Zbudowanie organizacji opartej na efektywnym zarządzaniu zasobami ludzkimi, zorientowanej na cele i poszukiwanie zasobów 10 Intensyfikacja działalności badawczo-rozwojowej i poszukiwanie innowacyjnych obszarów wzrostu

16