Ryzyka
Otoczenie regulacyjne
W 2012 roku trwały prace nad pakietem projektu trzech ustaw regulujących sektor energetyczny, tzn. Prawem gazowym, Prawem energetycznym oraz Prawem o odnawialnych źródłach energii.
Ponadto trwały prace nad nowelizacją rozporządzenia Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych zasad kształtowania i kalkulacji taryf oraz rozliczeń w obrocie paliwami gazowymi (tzw. rozporządzenie taryfowe). Projekt nowego rozporządzenia wprowadza między innymi stawki przesyłowe entry-exit, zasady obliczania należności za usługi krótkoterminowe i przerywane oraz wirtualnego przesyłania zwrotnego, świadczone przez operatorów systemów przesyłowego i dystrybucyjnych oraz zasady obliczania należności za pakietową i rozdzieloną usługę magazynowania, świadczone przez operatora systemu magazynowania. Projekt uwzględnia również możliwość oferowania usług przesyłowych w trybie aukcyjnym w przypadku połączeń między systemami przesyłowymi zlokalizowanymi wewnątrz UE oraz umożliwia przenoszenie kosztów za transport paliw gazowych do taryf innych przedsiębiorstw energetycznych. Celem projektu rozporządzenia taryfowego jest także jego dostosowanie do rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 2 lipca 2010 roku w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu gazowego (tzw. rozporządzenie systemowe).
W sierpniu 2011 roku weszła w życie Ustawa o efektywności energetycznej, która stanowi wypełnienie postanowień „Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady z dnia 5 kwietnia 2006 roku w sprawie efektywności końcowego wykorzystania energii i usług energetycznych 2006/32/WE”. Ustawa określa krajowy cel w zakresie oszczędnego gospodarowania energią, zgodnie z którym do 2016 roku oszczędności energii finalnej powinny być nie mniejsze niż 9% krajowego zużycia tej energii w ciągu roku. Wejście w życie w/w ustawy rodzi konieczność zakupu przez PGNiG, jako przedsiębiorstwa obrotu, świadectw efektywności energetycznej lub uiszczenia tzw. opłaty zastępczej. W konsekwencji spowoduje to wzrost kosztów prowadzenia działalności regulowanej, a zatem cen dla odbiorców gazu.
Zmiany prawa oraz opóźnienia w nowelizacji aktów prawnych stwarzają ryzyko, wynikające przede wszystkim z niepewności co do ostatecznego zakresu zmian uregulowań prawnych oraz krótkiego terminu na dostosowanie się do tych przepisów. Może to negatywnie wpłynąć na wyniki finansowe Grupy PGNiG oraz perspektywy jej rozwoju.
Kalkulacja taryf
Zatwierdzany przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki poziom cen i stawek opłat decyduje o możliwości pokrycia kosztów podstawowej działalności spółek Grupy PGNiG. Prezes URE, ustalając taryfy na dany okres, bierze pod uwagę inne, niezależne od spółek Grupy PGNiG, czynniki zewnętrzne. W dążeniu do ochrony odbiorców, Prezes URE nie uznaje części kosztów prowadzonej działalności za uzasadnione. Jednocześnie Prezes URE nie zawsze akceptuje przyjmowane przez spółki założenia w zakresie głównych czynników kształtujących zmianę kosztów i zakładanego poziomu zysku, uwzględniającego ryzyko prowadzonej działalności. Zaniżanie cen i stawek opłat taryfowych przekłada się na obniżenie rentowności PGNiG.
Ceny zakupu gazu z importu
Ceny gazu z importu ustalane są w USD i EUR oraz kształtowane w oparciu o formuły indeksacyjne, oparte na cenach produktów ropopochodnych i/lub cenach gazu na płynnym rynku zachodnioeuropejskim. Zmiany kursów walutowych oraz cen produktów ropopochodnych i gazu istotnie wpływają na wysokość kosztów pozyskania gazu z importu. Dokładna prognoza zmian ceny gazu ziemnego obarczona jest wysokim ryzykiem błędu. Istnieje zagrożenie, że pomimo ustalonych w prawie reguł, określających możliwości korekty cen zatwierdzonych na okres obowiązywania taryfy, wzrost cen zakupu gazu z importu może nie być w pełni przeniesiony na wzrost cen sprzedaży gazu dla odbiorców lub zmiany te będą następowały z pewnym opóźnieniem.
Odkrycia i szacowanie zasobów
Działalność poszukiwawcza obarczona jest przede wszystkim ryzykiem braku odkrycia złoża, tzw. ryzykiem poszukiwawczym. Oznacza to, iż nie w każdym zidentyfikowanym potencjalnym obiekcie złożowym istnieje nagromadzenie węglowodorów, spełniające kryteria definicji złoża. Istnienie nagromadzenia węglowodorów uzależnione jest od spełnienia szeregu warunków geologicznych. Ponadto ilość i jakość nagromadzonych węglowodorów mogą być inne od szacowanych. W sytuacji, gdy wyniki zakończonej sukcesem działalności poszukiwawczej w postaci udokumentowanych nowych zasobów nie zrównoważą wydobycia z obecnych złóż, udokumentowane zasoby wydobywalne w złożach Grupy PGNiG będą zmniejszać się wraz z ich postępującą eksploatacją.
Niezależnie od stosowanych metod dane w zakresie ilości i jakości ekonomicznie opłacalnych do eksploatacji zasobów gazu ziemnego i ropy naftowej mają zawsze charakter szacunkowy. Rzeczywista produkcja, przychody i koszty w odniesieniu do złóż mogą różnić się w poważnym stopniu od dokonanych szacunków. Określone w trakcie dokumentowania parametry złóż są weryfikowane podczas eksploatacji. Każda ujemna korekta wielkości zasobów lub wielkości wydobycia może prowadzić do zmniejszenia przychodów, a przez to wpłynąć negatywnie na wyniki ekonomiczne Grupy PGNiG.
Ryzykiem związanym z poszukiwaniem niekonwencjonalnych złóż gazu w Polsce jest brak potwierdzonych zasobów gazu łupkowego (shale gas) oraz gazu zaciśniętego (tight gas). W przypadku potwierdzenia występowania zasobów geologicznych istnieje ryzyko, że eksploatacja będzie nieopłacalna z powodu niewystarczającego poziomu wydobycia gazu oraz wysokich nakładów inwestycyjnych na wiercenia otworów i budowę kopalni. Ponadto istotnym czynnikiem jest utrudniony dostęp do obszarów występowania niekonwencjonalnych złóż gazu ze względu na przepisy prawa w zakresie ochrony środowiska oraz możliwości uzyskania zgód właścicieli gruntów na wejście w teren.
Konkurencja w obszarze poszukiwania złóż
Zarówno w kraju, jak i za granicą istnieje ryzyko wystąpienia konkurencji ze strony innych firm w zakresie nabywania koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż. Niektórzy konkurenci Grupy PGNiG, zwłaszcza działający globalnie, posiadają silną pozycję rynkową. W rezultacie istnieje prawdopodobieństwo, że firmy te przystąpią do przetargów i będą w stanie nabyć koncesje o dobrych perspektywach poszukiwawczych.
Opóźnienia prac w obszarze Poszukiwanie i Wydobycie
Uzyskanie koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, przy uwzględnieniu przepisów prawa krajowego, trwa od jednego do półtora roku. W działalności zagranicznej okres oczekiwania na ratyfikowanie kontraktu po wygraniu przetargu na koncesje może trwać nawet dwa lata. Ponadto przed rozpoczęciem prac terenowych Spółka jest zobowiązana między innymi do uzyskania podstaw formalno-prawnych na wejście w teren, spełnienia wymogów w dziedzinie ochrony środowiska i niekiedy ochrony stanowisk archeologicznych oraz przeprowadzania przetargów na wykonawcę prac, co powoduje, że do momentu podpisania umowy z wykonawcą upływa kilka kolejnych miesięcy. Nierzadkie są również przypadki długiego oczekiwania na odprawy celne importowanego sprzętu. Powyższe czynniki stwarzają ryzyko opóźnień prac poszukiwawczych.
Koszty prac poszukiwawczych
Na kapitałochłonność prac poszukiwawczych mają wpływ ceny nośników energii oraz materiałów. Koszty prac poszukiwawczych są szczególnie wrażliwe na poziom cen stali, które przekładają się na ceny rur okładzinowych i wydobywczych, stosowanych w pracach wiertniczych. Wzrost cen energii i materiałów powoduje wzrost kosztów prac poszukiwawczych. Istotny wpływ na rentowność zagranicznych projektów poszukiwawczych mają ceny produktów ropopochodnych oraz wahania kursów walutowych. W 2011 roku PGNiG wprowadziło system daily rate przy wyborze wykonawców prac wiertniczych. System powinien zapewnić obniżenie kosztów tych prac.
Ponadto widoczna jest tendencja do zaostrzania przepisów związanych z ochroną środowiska, zarówno w Polsce, jak i w innych krajach, gdzie spółki Grupy PGNiG prowadzą działalność poszukiwawczą.
Eksploatowane złoża węglowodorów znajdują się często na dużych głębokościach, co związane jest z występowaniem w nich bardzo wysokich ciśnień, dodatkowo wiele złóż w składzie chemicznym zawiera siarkowodór. Powyższe czynniki stanowią podwyższone ryzyko wystąpienia erupcji lub wycieku węglowodorów, co z kolei może powodować zagrożenie dla ludzi (pracowników i okolicznych mieszkańców) i środowiska naturalnego, a także urządzeń produkcyjnych.
Ograniczenie wpływu powyższych czynników ryzyka wiąże się to ze znacznymi nakładami kapitałowymi i kosztami w celu dostosowania swojej działalności do regulacji odnoszących się do ochrony zdrowia i bezpieczeństwa oraz ochrony środowiska naturalnego.
Sytuacja polityczno-gospodarcza
W państwach, w których Grupa PGNiG prowadzi działalność poszukiwawczą, istnieje ryzyko konfliktów zbrojnych, destabilizacji społecznej i politycznej oraz ataków terrorystycznych.
Brak odpowiedniej infrastruktury w niektórych krajach stwarza potencjalne problemy z dostarczaniem sprzętu, ludzi i materiałów w rejon działalności poszukiwawczej. Mogą również wystąpić problemy z transportem zaopatrzenia oraz trudności z zapewnieniem odpowiednich standardów opieki medycznej. Występowanie powyższych czynników ryzyka może wpłynąć na ograniczenie, zawieszenie lub zaprzestanie działalności poszukiwawczo-wydobywczej.
Konkurencja w obszarze sprzedaży gazu ziemnego
PGNiG jest największym dostawcą gazu ziemnego na krajowym rynku. Udział PGNiG w rynku gazu szacowany jest na około 96%, pozostałe 4% posiadają dostawcy spoza Grupy PGNiG, którzy w znaczącym stopniu dokonują zakupu gazu od PGNiG. Jednakże liberalizacja rynku gazu w Polsce spowoduje w kolejnych latach istotne zmiany na rynku gazu ziemnego oraz w otoczeniu prawnym. Przewiduje się uwolnienie cen gazu dla odbiorców instytucjonalnych, a w dalszej kolejności (po upływie 2–3 lat) cen gazu dla odbiorców w gospodarstwach domowych. W 2012 roku uruchomiono rynek gazu ziemnego na Towarowej Giełdzie Energii. Na podstawie decyzji Prezesa URE obrót gazem ziemnym, prowadzony przez PGNiG na giełdowym rynku gazu ziemnego, zwolniony jest z obowiązku taryfowania. W 2013 roku planowane jest, mimo przedłużających się prac nad projektem, przyjęcie tzw. trójpaku energetycznego, w tym między innymi ustawy Prawo gazowe. W konsekwencji wprowadzenia powyższych zmian udział Spółki w wolumenie sprzedawanego gazu ziemnego może się zmniejszyć na rzecz obecnych na rynku, jak również nowych podmiotów zajmujących się obrotem gazem.
Zwiększenie wielkości zapasu obowiązkowego
Od dnia 1 października 2012 roku ustawa o zapasach wprowadza obowiązek zwiększenia wielkości zapasu obowiązkowego z 20 dni do 30 dni średniorocznego importu oraz przechowywania go w instalacjach magazynowych, których parametry techniczne zapewniają możliwość dostarczenia całkowitej ilości zapasu do systemu gazowego w okresie nie dłuższym niż 40 dni. Dostarczenie całości zapasu do systemu gazowego w ustawowym terminie możliwe jest tylko pod warunkiem zwiększenia pojemności buforowej magazynów kosztem ich pojemności czynnej. W konsekwencji spowoduje to zmniejszenie dostępnej pojemności handlowej.
Ponadto ze względu na wymaganą wielkość zapasu obowiązkowego oraz wymagane parametry techniczne dostarczenia gazu do systemu znaczna część zapasu została umieszczona w KPMG Mogilno, który jest jedynym w Polsce magazynem szczytowym. W rezultacie zapas obowiązkowy istotnie ogranicza korzystanie z KPMG Mogilno do celów bilansowych w okresie szczytowego zapotrzebowania na gaz.
Konkurencja w obszarze dystrybucji
Liberalizacja rynku gazu powoduje, że Spółki Gazownictwa narażone są na zwiększenie aktywności firm konkurencyjnych. Firmy zajmujące się dystrybucją gazu ziemnego systematycznie rozbudowują swoje sieci gazowe i pozyskują nowych odbiorców. Ponadto pojawili się na rynku przedsiębiorcy, którzy oferują dostawy gazu ziemnego przy wykorzystaniu skroplonego gazu LNG. Bariery wejścia na ten rynek są zdecydowanie niższe, gdyż inwestycja taka wymaga o wiele niższych nakładów inwestycyjnych oraz nie wymaga podłączenia do systemu gazowego i zapewnienia niezbędnych rezerw przepustowości sieci przesyłowej i dystrybucyjnej.
Na pozycję konkurencyjną Spółek Gazownictwa wpływa również polityka taryfowa Urzędu Regulacji Energetyki, uniemożliwiająca spółkom prowadzenie elastycznej polityki cenowej dla ważnych odbiorców. Brak elastyczności cenowej powoduje, że oferta firm konkurencyjnych może stanowić atrakcyjną alternatywę dla obecnych odbiorców Spółek Gazownictwa.
Służebność przesyłu
Spółki Gazownictwa coraz częściej spotykają się z wygórowanymi roszczeniami finansowymi właścicieli terenów, na których dawniej zlokalizowano sieć gazową. Służebność przesyłu stanowi podstawowy sposób ustalenia zakresu korzystania z cudzej nieruchomości przez przedsiębiorstwo przesyłowe, za co właścicielowi przysługuje odpowiednie wynagrodzenie. Roszczenia właścicieli nieruchomości generują dodatkowe, często wysokie koszty i mogą negatywnie wpłynąć na wyniki finansowe Spółek Gazownictwa.
Działalność elektroenergetyczna
Istotnym czynnikiem ryzyka, wpływającym na działalność elektroenergetyczną, jest brak przepisów określających mechanizmy wsparcia dla energii elektrycznej i ciepła, wytwarzanych w wysokosprawnej kogeneracji oraz stabilnej polityki wspierania inwestycji w odnawialne i skojarzone źródła wytwórcze. Powyższe czynniki powodują niepewność w procesie kalkulacji cen energii elektrycznej na lata 2013–2015. Ryzyko to obejmuje zarówno wytwórców, jak i sprzedawców energii elektrycznej i zabezpieczane jest w drodze odpowiednio sformułowanych kontraktów zakupu/ sprzedaży praw majątkowych.
Ponadto zaostrzenie norm emisji gazów i pyłów w roku 2016 wymusza obecnie procesy modernizacji elektrowni i elektrociepłowni oraz może skutkować wyłączeniem wielu jednostek wytwórczych (o mocy pomiędzy 4–6 tys. MWe do 2020 roku), których wyposażenie w drogie instalacje oczyszczania spalin nie będzie opłacalne. Aby sprostać zaostrzonym standardom emisyjnym, PGNiG Termika sukcesywnie modernizuje swoje jednostki wytwórcze.
Utrzymanie udziału w rynku ciepła sieciowego
Rozbudowa miejskiej spalarni odpadów komunalnych spowoduje dostarczenie większej ilości ciepła do miejskiej sieci ciepłowniczej. Powyższe wpłynie na zmianę udziału PGNiG Termika w produkcji ciepła do miejskiej sieci ciepłowniczej miasta stołecznego Warszawy z obecnego poziomu 98% do poziomu 95% w 2019 roku.
Współpraca z Dalkia Warszawa SA w zakresie pozyskiwania nowych odbiorców ciepła, a także przyłączanie nowych obszarów zachodniej Warszawy do miejskiej sieci ciepłowniczej powinny w znaczny sposób zredukować potencjalne przyszłe spadki produkcji zakładów wytwórczych PGNiG Termika. Ponadto, w celu utrzymania udziału w rynku ciepła sieciowego, spółka oferuje sprzedaż „zielonego” ciepła pochodzącego z jednostek spalających biomasę, utrzymuje konkurencyjność cenową oraz wykorzystuje zasady TPA (Third Party Access) w celu pozyskania klienta końcowego.