5/5/15

2:03 AM

Page 1

ISSN 1895-6769

47 okladka.qxd:okladka 07.qxd

nr 2 (53)

2015

(dwumiesi´cznik)

Dołek naftowy za nami?

9,90 z∏ (w tym 8% VAT) INDEKS 27920X

Rynek ropy naftowej i gazu ziemnego

Kopalnie ropy naftowej i gazu ziemnego

RAPORT: Energia z ˝ółtej rury – rynek gazu ziemnego Mecenas wydania

www.rma.com.pl

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:52 AM

Page 1

spis treÊci Komentarz Tomasz Adamski, Złoto po 800 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2

Drodzy Czytelnicy, W niniejszym wydaniu naszego magazynu szczególnej uwadze polecam cykl artykułów w ramach kontynuacji Raportu ENERGIA Z ˚ÓŁTEJ RURY. Poruszana tematyka obszernie opisuje problematyk´ sektora, poczàwszy od poszukiwaƒ gazu ziemnego, poprzez metody jego wydobycia, przetwarzania, magazynowania, handel, obrót, przesył, dystrybucj´, sposoby opomiarowania i rozliczania, a˝ po odbiorców koƒcowych. W numerze nie zabraknie tak aktualnych obecnie tematów jak Ukraina i Krym, tendencje rynku nafty i gazu, inwestycje w bran˝y, gaz łupkowy, górnictwo naftowe i gazowe, liberalizacja rynku gazu ziemnego czy giełdowy rynek gazu. Zapraszam do zaprenumerowania naszego dwumiesi´cznika na 2015 rok co pozwoli na stały dost´p do informacji, komentarzy, przeglàdów, analiz i raportów dotyczàcych rynku nafty i gazu publikowanych na łamach gazety. Tylko dla prenumeratorów bezpłatnie dost´pne jest nasze archiwum internetowe. ˚ycz´ miłej lektury, Marcin ˚upnik Dyrektor Zarzàdzajàcy Wydawca i Redakcja magazynu „Nowoczesne Technologie w PrzemyÊle” pragnà podziekowaç firmie

„RMA Polska” Sp. z o.o. za wkład i pomoc w tworzeniu niniejszego wydania pisma.

Nafta i gaz

Raport: ENERGIA Z ˚ÓŁTEJ RURY

Unia wyprzedziła Rosj´ w dostawach gazu do Polski . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 Jolanta TrzeÊniowska, HuÊtawka cen i nastrojów . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6 Nawanianie nowej generacji . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

Gaz

14

Wojciech Labuda, Nie odwracajmy si´ od łupków . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .14 Marcin ˚upnik, Dołek naftowy za nami? . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .18 Marcin Kowalski, BNK Petroleum – bli˝ej łupkowego sukcesu . . . . . . . . . . . .19 Marek Figiel, Trudna przyszłoÊç rosyjskiego gazu . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .20 Powstanie studium wykonalnoÊci rozbudowy terminalu w ÂwinoujÊciu . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .21 Adam Dàbrowski, Potrzebne jest nowe otwarcie na Wschód i Azj´ . . . . . . . . .22 PGNiG zyska na spadkach cen ropy naftowej. Mogà one pomóc renegocjowaç warunki kupna gazu . . . . . . . . . . . . . . . . .24 Sławomir Dolecki, Dobrowolny certyfikat dla wi´kszego bezpieczeƒstwa . . . . . . . . . . . . . . . . .26 Zaufali nam najwi´ksi . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .30 Marek Figiel, Ni˝sze koszty pozyskania gazu wzmocniły wyniki finansowe Grupy PGNiG w 2014 roku . . . . . . . . . . . . . .34 Marek Nowacki, GK zamierza zainwestowaç ok. 4,3 mld zł w 2015 r. . . . . . . . . . . . . . . . . .38 Marek Figiel, PGNiG przygotowuje si´ do modernizacji sieci gazowej . . . . . .40 JesteÊmy obecni w gazownictwie ziemnym . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .41 Opóênienie w oddaniu gazoportu nie uderzy w PGNiG. Porozumienie z Qatargasem chroni spółk´ . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .42 Marek Nowacki, W´gry kupià rosyjski gaz bardzo tanio. Budapeszt szkodzi unii energetycznej, ale wzmacnia pozycj´ negocjacyjnà PGNiG . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .44 Bezpieczeƒstwo podczas pracy przy wysokich ciÊnieniach . . . . . . . . . . . . . . .45 Marcin Kowalski, Polsko – słowacki interkonektor gazowy . . . . . . . . . . . . . .46 Dynamiczny wzrost liczby zmian sprzedawców gazu . . . . . . . . . . . . . . . . . .48 Całkowity wolumen wszystkich transakcji zawartych w pierwszym kwartale br. na rynku gazu wyniósł 35,45 TWh . . . . . . . . . . .49 Marcin ˚upnik, Liberalizacja rynku gazu ziemnego. Handel, giełda i rynek gazu . . . . . . . . . .50

Rynek rur stalowych Adam Dàbrowski, Rury stalowe – Êrodowisko biznesowe . . . . . . . . . . . . . .54 Adam Dàbrowski, GAZ–SYSTEM kupuje rury do budowy strategicznych gazociàgów . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .56

Paliwa płynne i gazowe Marcin ˚upnik, Cena ropy naftowej. Prognozy ekspertów . . . . . . . . . . . . . . .58 Jacek Zubrzycki, Projekt kompleksu petrochemicznego odło˝ony w czasie . .60

Fot. Gaz-System

Inwestycje

www.media2.com.pl

AktywnoÊç na rynku fuzji i przej´ç w sektorze chemicznym b´dzie rosnàç . . .62

Wydarzenia Profesjonalnie i mi´dzynarodowo na GAS–EXPO . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .64

Wydawca: Agencja Reklamowo–Wydawnicza media2, al. 29 Listopada 130/ 509–510, 31–406 Kraków, Biuro Handlowe tel. 22 389 74 50, fax 22 398 25 89 Dyrektor zarzàdzajàcy: Marcin ˚upnik, [email protected] Adres redakcji: ul. Chojnicka 5, 30–437 Kraków, [email protected] Redaktor naczelny: Jolanta TrzeÊniowska Zespół: Marek Figiel, Iwona Kasiczak, Maja Rozkrut, Bogus∏aw Zator, Mirosław Pisarczyk Marketing i reklama: Iwona Kipiel, [email protected] Projekt: Katarzyna Adamiszyn, [email protected] Opracowanie DTP: Profil, mob. 601 404 206 Druk: Beltrani, Kraków I okładka: Gaz–System (du˝e), PGNiG (lewe górne), BASF (lewe dolne)

Przedruk ca∏oÊci lub cz´Êci zabroniony. Zastrzegamy sobie prawo skracania i adiustacji tekstów oraz zmiany ich tytu∏ów. Wydawca nie ponosi odpowiedzialnoÊci za treÊç reklam i og∏oszeƒ oraz nie zwraca materia∏ów nie zamówionych.

1

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:52 AM

Page 2

K Komentarz geopolityczny

Złoto po 800 Czy ten tytuł wydaje si´ absurdalny? A mo˝e jest proroczy… Przecie˝ jeszcze kilka miesi´cy temu nikt nie wyobra˝ał sobie ropy naftowej po 50 dolarów za baryłk´, teraz mówi si´, ˝e mo˝e byç jeszcze taniej – poni˝ej 20 dolarów. Wi´c dlaczego złoto nie miałoby kosztowaç 800 dolarów za uncj´? A mo˝e i to b´dzie za du˝o? Spadek cen ropy naftowej mo˝e pociàgnàç za sobà inne rynki surowcowe, nie tylko złoto.

N

iskie dochody z ropy naftowej ju˝ przeło˝yły si´ na mniejsze wpływy do bud˝etów i na ograniczenia inwestycyjne. Bank centralny Rosji w ostatnich miesiàcach ograniczył zakup złota inwestycyjnego – ostatni raz Rosjanie kupowali złoto w grudniu ubiegłego roku. Równie˝ Chiƒczycy ograniczyli zakupy. Nie spodziewam si´, by Arabia Saudyjska kupowała złoto

produkcji i eksportu rok do roku mierzy si´ tam ju˝ dwucyfrowo. Obserwatorzy oceniajà, ˝e jest to efekt sezonowy, ale o spadajàcych pół roku temu cenach ropy te˝ tak mówili. Wprawdzie Chiny majà gigantycznà nadwy˝k´ bud˝etowà i przy silnym dolarze przez dłu˝szy Chiƒczycy majà czym regulowaç zobowiàzania, ale

Równie˝ po pierwszym kwartale widaç, ˝e Fot. PGNiG

w chiƒskiej gospodarce dzieje si´ nie najlepiej. Spadek produkcji i eksportu rok do roku mierzy si´ tam ju˝ dwucyfrowo.

w takim tempie jak przy wysokich cenach ropy, gdy˝ za 2014 r. Saudyjczycy zanotowali najwi´kszy w historii deficyt bud˝etowy. Według danych statystycznych, na poczàtku tego roku najwi´cej kruszcu kupował Kazachstan. W 2014 r. Kazachowie kupili łàcznie 36 ton złota, tylko w styczniu tego roku 1,7 tony, w lutym 2,7 tony. Za to niektórzy ju˝ zaczynajà złoto sprzedawaç. Oficjalnie w pierwszych miesiàcach tego roku uczyniły to ju˝ banki centralne Turcji, Czech i Malezji. Je˝eli ceny surowców energetycznych jeszcze przez jakiÊ czas utrzymajà si´ na niskim poziomie, równie˝ Rosja zacznie sprzedawaç złoto, skoro ju˝ na poczàtku II kwartału nie miała czym regulowaç bie˝àcych zobowiàzaƒ kredytowych. Równie˝ po pierwszym kwartale widaç, ˝e w chiƒskiej gospodarce dzieje si´ nie najlepiej. Spadek

2

o rezerwach finansowych Rosji do niedawna mówiło si´ w podobnym tonie, a ju˝ po szeÊciu miesiàcach widaç dno w sakiewce. Spadajàcy chiƒski eksport i ograniczenie wpływów z tego tytułu musi wywołaç lawinowy wzrost napi´cia wewn´trznego, wi´c rzàd musi mieç narz´dzia do tłumienia ewentualnych protestów. Nawet w Chinach nie wszystko mo˝na spacyfikowaç siłà. Przyrost PKB Chin za 2014 r. zatrzymał si´ na poziomie 7%, czyli na pozioFot. PGNiG

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:52 AM

Page 3

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:52 AM

Page 4

K

raport Współczynnik produkcji przemysłowej liczony do roku poprzedniego jest najni˝szy od 2008 r. – je˝eli trend utrzyma si´ jeszcze przez miesiàc, b´dzie to spadek tak nienotowany od lat 90. ubiegłego wieku. Rozdmuchane akcje kredytowe na finansowanie zakupu nieruchomoÊci i akcji spółek giełdowych wywołały popłoch w kr´gach rzàdzàcych, dlatego na poczàtku tego roku chiƒski rzàd zabronił udzielania kredytów inwestorom indywidualnym na zakup akcji, gdy˝ baƒka inwestycyjna na giełdzie była bliska eksplozji. Ile kosztowało Chiƒczyków wytłumienie tej baƒki? Tylko oni sami sà w stanie policzyç, ˝aden rozsàdny analityk zewn´trzny tego si´ nie podejmie. I pewnie nigdy si´ tego nie dowiemy.

mie podobnym jak w 2008 r. Nastroje konsumentów sà tak złe jak w 2011 r. Sprzeda˝ detaliczna jest najni˝sza od 2006 r. Sprzeda˝ nowych aut obni˝yła si´ do pozio-

Fot. BASF

Spadajàce ceny ropy to nie tylko zmniejszenie dochodów eksporterów. To równie˝ zmniejszenie dochodów firm petrochemicznych i wpływów z podatków i akcyzy od paliw w niemal wszystkich krajach na Êwiecie. mu notowanego w 2008 r. Inwestycje w Êrodki trwałe zmniejszyły si´ analogicznie do tych sprzed 14 lat. Fot. BASF

Efektem tłumienia popytu na nowe domy był gwałtowny spadek cen nieruchomoÊci. Eksperci amerykaƒscy od rynku nieruchomoÊci, którzy analizujà ceny domów w Chinach i w Stanach Zjednoczonych, obecnà sytuacj´ na rynku chiƒskim porównujà do tego, co si´ działo w Stanach kilkanaÊcie miesi´cy przed upadkiem banku Lehman Brothers. Zdaniem ekspertów, wzrost notowaƒ akcji na giełdzie w Szanghaju jest podobny do baƒki na rynku NASDAQ w Stanach Zjednoczonych. Czy˝by giełd´ szanghajskà niebawem czekał spadek notowaƒ rz´du 40%? Spadajàce ceny ropy to nie tylko zmniejszenie dochodów eksporterów. To równie˝ zmniejszenie dochodów firm petrochemicznych i wpływów z podatków i akcyzy od paliw w niemal wszystkich krajach na Êwiecie. Widaç z tego, ˝e cała Êwiatowa gospodarka idzie w dół wraz ze spadajàcymi cenami ropy. Jak nie ma dopływu pieniàdza do bud˝etu, trzeba zaczàç czymÊ zapychaç dziury. Czasem nie ma mo˝liwoÊci emisji papierów skarbowych. Wtedy rzàd musi korzystaç z ˝elaznych rezerw a złoto właÊnie do takich nale˝y. Wygrajà ci, którzy sprzedadzà złoto pierwsi, jeszcze po wysokich cenach.

Tomasz Adamski

4

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:52 AM

Page 5

N

raport

Unia wyprzedziła Rosj´ w dostawach gazu do Polski Jak wynika z danych Gaz–Systemu, w ostatnim miesiàcu wi´cej gazu dostarczyli do Polski zachodni partnerzy ni˝ Rosja – napisał „Dziennik Gazeta Prawna”.

J

ak poinformowała gazeta, w ubiegłym miesiàcu przewaga zachodu w strukturze zaopatrzenia utrzymywała si´ prawie codziennie. Zwróciła ona zarazem uwag´, ˝e spora iloÊç surowca oferowanego przez unijnych partnerów, to tak naprawd´ paliwo z Rosji, odbierane na zasadzie wirtualnego rewersu z Gazociàgu Jamalskiego. – Od poczàtku roku mo˝liwoÊci importu z kierunku zachodniego w ramach rewersu wyraênie wzrosły – podkreÊlił cytowany przez dziennik prezes Gaz–Systemu Jan Chadam. W sumie w ten sposób mo˝emy uzyskaç 8,2 mld m3 gazu rocznie. Płynàç mo˝e do nas tak˝e gaz z Niemiec przez połàczenie w Lasowie – 1,5 mld m3 rocznie, oraz z Czech przez łàcznik w Cieszynie – 0,5 mld m3.

Jan Chadam Prezes GAZ–SYSTEM

Fot. Agencja Newseria

Jak zauwa˝ył „Dziennik Gazeta Prawna”, ˝eby Polska miała obecnie kłopoty z dostawami, Rosja musiałaby przestaç pompowaç gaz na Zachód. èródło: Dziennik Gazeta Prawna/ CIRE

R E K L A M A

2/2015

5

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:52 AM

Page 6

N

raport

Raport: Rynek ropy i gazu ziemnego w I półroczu 2015 r.

HuÊtawka cen i nastrojów Spadek cen ropy naftowej, z jakim obecnie mamy do czynienia, jest wypadkowà kilku zjawisk. Przede wszystkim nale˝y podkreÊliç, ˝e w ostatnich latach doszło do znacznego wzrostu wydobycia. Je˝eli wi´cej surowca na rynku pojawia si´ w czasie znacznego spowolnienia gospodarki, spadek cen wydaje si´ nieunikniony. Chocia˝ na rynkach panowała niepewnoÊç co do sytuacji politycznej głównych producentów ropy, wywołana konfliktami na Bliskim Wschodzie – przez dłu˝szy czas czynniki te znosiły si´ wzajemnie, wi´c ceny ropy oscylowały w przedziale 100–110 USD za baryłk´ – kilka miesi´cy temu nadpoda˝ okazała si´ jednak czynnikiem decydujàcym.

M

imo powa˝nego spadku ceny Arabowie nie ograniczyli wydobycia, aby zmniejszyç poda˝ surowca na globalnym rynku. Najwi´kszym beneficjentem niskich cen wydaje si´ byç Arabia Saudyjska, która powoli eliminuje konkurencj´ ze strony ropy z łupków i piasków roponoÊnych nie tylko z Kanady i Stanów Zjednoczonych. Ponad 86% wszystkich zasobów niekonwencjonalnych zlokalizowanych jest poza Amerykà Północnà, najwi´cej w Chinach. Wprawdzie w 2014 r. Arabia Saudyjska odnotowała najwy˝szy deficyt bud˝etowy w historii, jednak ten poziom cen ropy nie stanowi dla niej problemu, gdy˝ rezerwy dolarowe pozwalajà na finansowanie deficytu na obecnym poziomie przez kolejne 30 lat.

planujàc jednoczeÊnie rozbudow´ istniejàcych oraz budow´ nowych połàczeƒ. Ponadto Europa Zachodnia stawia na dywersyfikacj´ kierunków dostaw, przede wszystkim z Egiptu, Nigerii, Kataru i Norwegii. Nowo-

Fot. BP plc

Rynek gazu ziemnego w Europie Polskie media w połowie kwietnia podawały sensacyjne informacje. Po wiadomoÊci, ˝e prezes Gazpromu przewiduje spadek dostaw gazu do Europy z uwagi na konflikt z Ukrainà i brak podpisanych umów na tranzyt gazu przez Ukrain´ do Europy Zachodniej, dowiadujemy si´, ˝e Rosja nie ma ju˝ rezerw do finansowania obsługi zadłu˝enia, a kraje Europy Zachodniej, zwłaszcza Hiszpania, finalizujà dostawy gazu ziemnego z Algierii, rurociàgami przez Maroko i CieÊnin´ Gibraltarskà,

Fot. GAZ–SYSTEM

6

budowane interkonektory w Europie Zachodniej przygotowane sà na przepływy dwukierunkowe, stàd dostawy gazu do rejonów, gdzie wyst´pujà niedobory, odbywałyby si´ niemal automatycznie. Sprawà regulatorów energii w Unii Europejskiej zajmuje si´ agencja ACER – The Agency for the Cooperation of Energy Regulators, której zadaniem jest rozwiàzywanie spraw zwiàzanych z konsumpcjà i produkcjà energii w paƒstwach członkowskich Unii. DoÊç cz´sto na poszczególnych rynkach Unii poziom konkurencji jest ograniczony do kilku dostawców, a sà równie˝ kraje, w których jest jeden dostawca a gaz jest dostarczany jednym gazociàgiem. Stàd trudno oczekiwaç konkurencyjnoÊci na takich rynkach. Zadaniem Agencji jest analizowanie dost´pnoÊci połàczeƒ technicznych i infrastruktury. Teraz ju˝ nie tylko Polska stara si´ propagowaç ide´ bezpieczeƒstwa energetycznego Unii, szczególnie bezpieczeƒstwa gazowego. Coraz wi´cej paƒstw widzi potrzeb´ uniezale˝nienia si´ gospodarki europejskiej od rosyjskiego gazu. Niemcy mi´dzy innymi za sprawà powiàzaƒ byłego kanclerza Schroedera, obecnie lobbysty

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:52 AM

Page 7

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:52 AM

Page 8

N Fot. GAZ–SYSTEM

raport Tabela 1. Porównanie Êrednich miesi´cznych cen gazu ziemnego w Europie i Stanach Zjednoczonych

Rosja

USA

(dostawa do Niemiec)

(terminal Henry Hub w Luizjanie)

Gazpromu, który dostaje 250 tys. euro rocznie za członkowstwo w radzie nadzorczej gazociàgu Nord Stream, na razie nie wykazujà wi´kszego zainteresowania tà ideà. Chocia˝ i tam skorumpowane elity otwarcie popierajàce wszystkie działania Rosji, powoli tracà wiarygodnoÊç. 19 marca w Brukseli liderzy wszystkich paƒstw Unii Europejskiej uzgodnili działania przeciwdziałajàce poczynaniom Rosji, jako sankcje społecznoÊci mi´dzynarodowej, nało˝one na Rosj´ za wspieranie separatystów na Ukrainie. Jednym z głównych tematów rozmów były sprawy bezpieczeƒstwa energetycznego i utrzymania dostaw gazu ziemnego.

Gaz ziemny w Stanach Zjednoczonych Nie bez kozery mówi si´, ˝e skroplony gaz łupkowy ze Stanów Zjednoczonych mo˝e zmieniç układ sił energetycznych w Europie. W tabeli 1. pokazano ró˝nice cen gazu amerykaƒskiego i rosyjskiego w przeliczeniu na te same jednostki. Na poczàtku tego roku ró˝nica była prawie czterokrotna na korzyÊç gazu amerykaƒskiego, wi´c nawet po podwojeniu cen amerykaƒskich import nadal b´dzie opłacalny. Na kształtowanie si´ cen nale˝y spojrzeç jeszcze z innego punktu widzenia. Je˝eli ceny gazu amerykaƒskiego podane w tabeli 1. sà jeszcze opłacalne dla tamtejszych producentów, obawy o zachwianie rynku sà bezpodstawne. W Stanach Zjednoczonych bud˝et nie dopłaca producentom gazu i ceny majà charakter rynkowy.

Fot. GAZ–SYSTEM

8

miesiàc marzec 2014 kwiecieƒ 2014 maj 2014 czerwiec 2014 lipiec 2014 sierpieƒ 2014 wrzesieƒ 2014 paêdziernik 2014 listopad 2014 grudzieƒ 2014 styczeƒ 2015 luty 2015

Cena w USD za mln BTU 10,69 10,79 10,64 10,52 9,40 10,38 10,40 10,40 10,16 10,45 9,50 9,29

4,88 4,68 4,59 4,57 4,04 3,88 3,92 3,74 4,10 3,43 2,97 2,85

èródło: www.indexmundi.com

Spadek wydobycia gazu ze złó˝ łupkowych w Stanach Zjednoczonych wydaje si´ byç tymczasowy, chocia˝ liczba pracujàcych urzàdzeƒ wiertniczych zmniejszyła si´ w ciàgu szeÊciu miesi´cy o połow´. W sierpniu ubiegłego roku pracowało 1600 urzàdzeƒ, w lutym br. zaledwie 850. Amerykaƒskie koncerny wiertnicze koƒczà budow´ rozpocz´tych odwiertów pod szczelinowanie hydrauliczne, które b´dà eksploatowaç, gdy tylko ceny zacznà odbijaç w gór´. Z szacunków ekspertów wynika, ˝e w USA jest w tej chwili ponad 3 tys. nieukoƒczonych odwiertów.

Ceny ropy naftowej na Êwiecie Zapasy ropy w Stanach Zjednoczonych osiàgn´ły najwy˝szy poziom w historii, a tylko w I kwartale tego roku wzrosły o 100 mln baryłek. ZdolnoÊç magazynowa podmiotów komercyjnych wynosi tam około 550 mln baryłek. W lutym tego roku wydobycie w Stanach Zjednoczonych osiàgn´ło poziom 9,4 mln baryłek na dob´. Jedynym wyjÊciem dla Stanów Zjednoczonych b´dzie eksport ropy do Europy, co mo˝e wpłynàç na spadek ceny ropy Brent z Morza Północnego, która w ostatnich miesiàcach jest dro˝sza Êrednio o 5–10 USD na baryłce od ropy amerykaƒskiej WTI. Tak wysoka ró˝nica nie jest uzasadniona rynkowo i, zdaniem ekspertów, wynika jedynie z ograniczeƒ rynkowych w odniesieniu do surowców strategicznych. Ropa i gaz tak sà klasyfikowane w Stanach Zjednoczonych. Z drugiej strony wydobycie ropy z łupków w Stanach Zjednoczonych ju˝ spada. W maju i czerwcu całkowita produkcja ropy mo˝e kurczyç si´ o 70 tys. baryłek dziennie. Eksperci uwa˝ajà, ˝e obecne problemy gospodarcze i polityczne na Êwiecie sà tymczasowe i krótkotrwałe, a spadek cen ropy naftowej ma ograniczony wpływ na

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:52 AM

Page 9

N

raport

Tabela 2. Porównanie Êrednich miesi´cznych cen ró˝nych gatunków ropy naftowej na rynkach mi´dzynarodowych Ârednia cena

Mieszanka Light

dla Brent, WTI, Fateh

Brent (38API)

miesiàc marzec 2014 kwiecieƒ 2014 maj 2014 czerwiec 2014 lipiec 2014 sierpieƒ 2014 wrzesieƒ 2014 paêdziernik 2014 listopad 2014 grudzieƒ 2014 styczeƒ 2015 luty 2015

104,04 104,94 105,73 108,37 105,22 100,05 95,89 86,13 76,96 60,55 47,45 54,93

cena w USD za baryłk´ 107,41 107,88 109,68 111,87 106,98 101,92 97,34 87,27 78,44 62,16 48,42 57,93

WTI (40API)

Dubai Fateh (32 API – FOB Dubaj)

100,57 102,18 102 105,24 102,99 96,38 93,35 84,4 75,7 59,1 47,6 50,72

104,15 104,78 105,51 108,01 105,71 101,85 96,99 86,72 76,73 60,39 46,34 56,15

èródło: www.indexmundi.com

Êwiatowy system ekonomiczny. Spadek cen ropy – ich zdaniem – jest wynikiem wzrostu wydobycia w Stanach Zjednoczonych, bo kraje OPEC, a zwłaszcza Arabia Saudyjska, nie dostarczajà na rynek wi´cej ni˝ przed rokiem. W marcu kartel sprzedawał 31,02 mln baryłek dziennie. Równie˝ Rosja nie wykazuje wi´kszej aktywnoÊci.

Gdy zostanie sfinalizowane porozumienie mi´dzy Iranem a Stanami Zjednoczonymi – dotychczas Iran nie mógł eksportowaç ropy do Europy i Stanów Zjednoczonych – po zniesieniu embarga na rop´ iraƒskà nadpoda˝ z tego kierunku mo˝e spowodowaç spadek R E K L A M A

2/2015

9

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:52 AM

Page 10

N Fot. GAZ–SYSTEM

raport Tabela 3. Ârednie kwotowania opcji na rop´ na giełdzie nowojorskiej NYMEX w drugim tygodniu kwietnia 2015 r.

miesiàc i rok

cen nawet do 15 USD za baryłk´. Od czerwca b´dzie to mo˝liwe, a tankowce ju˝ czekajà na pozwolenie wypłyni´cia. W gr´ wchodzi zwi´kszenie poda˝y o prawie milion baryłek dziennie. Pojawiajà si´ równie˝ opinie, ˝e mamy do czynienia z sezonowym spadkiem cen ropy, podobnie jak w 2008 r. Przeci´tnie co 6–7 lat wyst´pujà silne wahania cen ropy naftowej, co mo˝e wynikaç z cyklu poszukiwaƒ. W trakcie spadku cen poszukiwania niemal zamierajà, a wydobycie znaczàco spada. Wynikiem tego jest niedobór surowca, ceny idà do góry, odpisy na poszukiwania nowych zasobów rosnà i zaczyna si´ nowy cykl poszukiwaƒ, który trwa zwykle 2–3 lat. Nast´pnie wzrasta wydobycie, na rynku pojawia si´ nadpoda˝ ropy i ceny idà na dół. Eksperci pracujàcy dla Bloomberga widzà podobieƒstwo obecnych zachowaƒ rynku ropy naftowej, w latach 2014 i 2015, z wczeÊniej wyst´pujàcymi silnymi zachwianiami cen ropy w latach 2008–2009, 2001–2002, 1998–99 i wreszcie 1985–1986. Obecnie popyt na rop´ naftowà co roku wzrasta o milion baryłek dziennie (około 85 mln). Zdaniem ekspertów, w ciàgu dziesi´ciu lat dzienne zapotrzebowanie si´gnie 105 mln baryłek. Giełdy nowojorska i londyƒska sà najbardziej miarodajnymi rynkami notowaƒ surowców, w tym ropy naftowej. Tylko na giełdzie NYMEX w Nowym Jorku w lutym tego roku Êrednio w ciàgu jednego dnia zawierano około 230 tys. transakcji zakupu opcji terminowych na rop´. Jeszcze pół roku temu nikt tam nie przypuszczał, ˝e ropa naftowa tak silnie potanieje. Natomiast, jak si´ spojrzy na obecne notowania kontraktów terminowych, maklerzy nie przewidujà znacznych odchyleƒ cen przez kolejne 5 lat.

Êrednia cena

maj 2015 czerwiec 2015 lipiec 2015 sierpieƒ 2015 wrzesieƒ 2015 paêdziernik 2015 listopad 2015 grudzieƒ 2015 styczeƒ 2016 luty 2016 marzec 2016 kwiecieƒ 2016 maj 2016 czerwiec 2016 lipiec 2016 sierpieƒ 2016 wrzesieƒ 2016 paêdziernik 2016 listopad 2016 grudzieƒ 2016 styczeƒ 2017 luty 2017 marzec 2017 czerwiec 2017 grudzieƒ 2017 grudzieƒ 2018 grudzieƒ 2019 grudzieƒ 2020

51,77 53,53 54,74 55,36 55,92 56,50 56,98 57,47 57,87 58,24 58,58 58,93 59,31 59,50 59,80 60,06 60,33 60,46 60,84 61,23 61,20 61,29 61,59 61,88 62,91 64,13 64,70 65,40

èródło: www.cmegroup.com

Te o r i e s p i s k o w e Wszelkie spekulacje sà nieodłàcznym elementem naszego ˝ycia. Równie˝ obecny spadek cen ropy naftowej „wyjaÊnia” kilka teorii spiskowych. Niektórzy sà zdania, ˝e został on wywołany przez czołowych producentów, w tym kraje OPEC, by powstrzymaç gwałtowny rozwój technologii pozwalajàcych zminimalizowaç lub wyeliminowaç stosowanie paliw w´glowodorowych w transporcie. Jako ˝e najwi´kszy przełom w zu˝yciu ropy na jednostk´ mocy w silnikach samochodowych odnotowano po rewolucji w Iranie w latach 70. ubiegłego wieku, pojawiajà si´ głosy, ˝e obecny spadek cen na przeciwdziałaç dalszemu zwi´kszaniu efektywnoÊci energetycznej w transporcie.

Upstream i downstream w Po l s c e Fot. PGNiG

10

Spadajàce ceny ropy naftowej zmniejszajà przychody firm petrochemicznych, nie tylko Êwiatowych, ale i pol-

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:52 AM

Page 11

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:53 AM

Page 12

N skich. Wydobycie z polskich złó˝ w dalszym ciàgu jest opłacalne ze wzgl´du na niskie koszty, ale problemem mo˝e byç rozwój eksploatacji z powodu ograniczenia inwestycji. W IV kwartale 2014 r. wydobycie Petrobalticu z Grupy LOTOS w Polsce, Norwegii i na Litwie wyniosło prawie 14 tys. baryłek na dob´ i było najwy˝sze w historii tej firmy.

Po d s u m o w a n i e Wprawdzie znaczàcy spadek cen ropy naftowej rozpoczàł si´ nieco ponad pół roku temu, ju˝ widoczne sà jego skutki. Poziom opłacalnoÊci wydobycia ropy w Stanach Zjednoczonych przekracza nieco 60 USD za baryłk´, ale nadal 70% du˝ych firm wydobywa rop´ z zyskiem. Kondycja firm wydobywczych b´dzie sukcesywnie spadaç i po 9–12 miesiàcach oka˝e si´, które firmy przetrwały ten okres. Około 80% kosztów ponoszonych jest przed uruchomieniem wydobycia, wi´c po jego rozpocz´ciu pompu-

raport je si´ maksymalnie du˝o ropy. Nowe inwestycje zostały w znacznym stopniu ograniczone, co przeło˝y si´ na spadek produkcji w kolejnych miesiàcach; obecnie o ponad 30% zmniejszyła si´ liczba zamówieƒ na nowe otwory w Stanach Zjednoczonych. W Êwietle powy˝szych faktów trudno spodziewaç si´ utrzymania niskich cen ropy naftowej w dłu˝szym okresie, chocia˝ chwilowe notowania mogà si´gnàç 15–20 USD za baryłk´. Najbardziej prawdopodobnym mo˝e okazaç si´ powrót do poziomu 65–70 USD za baryłk´, co satysfakcjonowałoby zarówno producentów, jak i konsumentów. Jolanta TrzeÊniowska èródła informacji: www.biznes.newseria.pl; www.bloomberg.com; www.cmegroup.com; www.energyglobal.com, www.forsal.pl; www.gazeta.pl; www.independent.co.uk; www.indexmundi.com; www.nasdaq.com; www.onet.pl; www.plus500.com; www.prisonplanet.pl; www.quandl.com; www.upi.com;

Nawanianie nowej generacji Opracowana przez cGAS controls z Rawicza nowatorska strategia obsługi dystrybutorów gazu w zakresie dostaw nawaniaczy, napełniania zbiorników nawanialni oraz neutralizacji nawonienia podnosi bezpieczeƒstwo pracowników oraz Êrodowiska naturalnego, przy jednoczesnym zmniejszeniu kosztów po stronie klienta. Firma cGAS controls stworzyła program „Nowa definicja nawaniania – wszystko z jednej r´ki”, w ramach którego zbudowała m.in. specjalistycznà przyczep´ do dystrybucji Êrodka nawaniajàcego. Jest ona wyposa˝ona w zbiornik o pojemnoÊci całkowitej 1000 l. spełniajàcy wymagania ADR. W porównaniu do tradycyjnych metod, program zapewnia: Pełnà kontrol´ – zainstalowany układ tłoczenia nawaniacza oraz w pełni automatyczny system zwijanych i rozwijanych w´˝y eliminuje straty czasu i ryzyka ekologiczne. Wà˝ napełniajàcy z podwójnym płaszczem

12

podnosi kontrol´ nad stanem w´˝a tłoczàcego Êrodek nawaniajàcy. DbałoÊç o ekologi´ – zamkni´ty układ napełniania zbiorników nawanialni odprowadza opary Êrodka nawaniajàcego ze zbiornika napełnianego do głównego zbiornika na przyczepie, co zapobiega wypuszczaniu oparów bezpoÊrednio do atmosfery w trakcie tankowania. Automatyzacj´ – pomiar tłoczonego nawaniacza jest monitorowany poprzez dokładny przepływomierz masowy. CałoÊç procesu obsługiwana jest w pełni automatycznie, a system sterowania i wydruku generuje dokładne raporty z tankowania dla klienta. KompleksowoÊç – cGAS controls oferuje dostawy własnych urzàdzeƒ nawaniajàcych oraz usługi z zakresu eksploatacji, przeglàdów, konserwacji i napraw nawanialni. Fot. cGAS

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:53 AM

Page 13

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:53 AM

Page 14

G

raport

KOMENTARZ

Nie odwracajmy si´ od łupków Choç wielu w Polsce spisało gaz z łupków na straty, to taka postawa wydaje si´ nieuzasadniona. Wcià˝ wiemy zbyt mało o naszych zasobach, by móc przesàdzaç o braku perspektyw.

E

ra hurraoptymizmu w europejskiej bran˝y łupkowej dawno min´ła. Protesty społeczne, niezrozumiała presja organizacji ekologicznych, nieprzyjazna polityka prawno–administracyjna czy wreszcie trudnoÊç w bezpoÊredniej implementacji amerykaƒskich technologii to tylko niektóre czynniki, które wygnały wielkie koncerny ze Starego Kontynentu. DziÊ wiele porzuconych krajów, takich jak Litwa czy Rumunia, zaczyna dostrzegaç, jak wiele straciło. Jednak w Polsce poszukiwania wcià˝ trwajà i wa˝ne, by si´ nie zakoƒczyły. Niestety tzw. specustawa w´glowodorowa, majàca wspieraç proces eksploracji, której projekt ogłoszono przed kilkoma miesiàcami, wcià˝ nie trafiła na obrady Sejmu. Tak˝e o zamówionym w połowie ubiegłego roku przez Ministerstwo Ârodowiska raporcie na temat potencjalnego wpływu wydobycia gazu z łupków na polskà gospodark´ do 2030 r. nic nie słychaç, mimo ˝e ponoç jest ju˝ ukoƒczony. Czy˝by było w nim, coÊ niewygodnego dla urz´dników? Wszak jednà z przyczyn wycofania si´ amerykaƒskich firm, takich jak Exxon Mobil, Marathon Oil czy Chevron, była właÊnie niepewnoÊç prawno–administracyjna. Nale˝y mieç przy tym nadziej´, i˝ PGNiG i Orlen Upstream, b´dàce wcià˝ motorem poszukiwaƒ, z prowadzenia prac, dotychczas generujàcych jedynie koszty, nie zrezygnujà. Dlaczego jednak jest to tak wa˝ne?

Po p i e r w s z e – w i e d z a Z punktu widzenia paƒstwa, czyli nas wszystkich, istotnym jest rozpoznanie posiadanych zasobów geolo-

14

gicznych. Pozwala to na realizacj´ podstawowego zadania paƒstwa, jakim jest zapewnienie bezpieczeƒstwa, w tym wypadku energetycznego. Zaprzestanie inwestyLiczba koncesji i odwiertów za gazem z formacji łupkowych w Polsce w latach 2010–2015

èródło: Ministerstwo Ârodowiska

cji w eksploracj´ formacji łupkowych spowodowałoby, ˝e wielkoÊç zasobów tego typu pozostałoby niezweryfikowanà hipotezà. Szacuje si´, i˝ do okreÊlenia z du˝ym prawdopodobieƒstwem, czy gaz z łupków wyst´puje w iloÊciach ekonomicznie istotnych, potrzeba ok. 200 odwiertów. Dotychczas wykonano ich jedynie 69. DziÊ wiemy ju˝ na przykład, ˝e polskie łupki ró˝nià si´ od amerykaƒskich na tyle, ˝e bezpoÊrednia implementacja tamtejszych technik nie jest mo˝liwa. Wysoka zawartoÊç materiałów ilastych, p´czniejàcych wskutek kontaktu z wodà, u˝ywanà podczas szczelinowania hydraulicznego, znacznie utrudnia wydobycie gazu ze zwi´złej i prawie nieprzepuszczalnej skały. To tylko jeden z dowodów, ˝e potrzebny jest czas na wypracowanie zarówno przez polskie firmy, jak i te zagraniczne, technik odpowiadajàcych polskim warunkom. Po wielu komplikacjach w pierwszych odwiertach PGNiG obecnie mo˝e Êmielej prowadziç poszukiwania. Tak˝e wiele oÊrodków naukowych, wspieranych w ramach programu Blue Gas ze Êrodków Narodowego Centrum Badaƒ i Rozwoju, dopiero teraz rozpoczyna badania. Trzeba byç Êwiadomym, ˝e w Stanach Zjednoczonych, zanim wypracowano właÊciwe rozwiàzania, pozwalajàce na komercyjnà eksploatacj´ gazu z forma-

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:53 AM

Page 15

G cji łupkowych, min´ło 20 lat. Byç mo˝e techniki takie jak szczelinowanie z u˝yciem LPG czy ciekłego CO2, dziÊ b´dàce niszowymi, w przyszłoÊci znajdà zastosowanie w basenie bałtyckim i lubelskim. Zarzucenie projektu łupkowego mogłoby skutkowaç utratà cennych doÊwiadczeƒ, które niejednokrotnie wykorzystuje si´ w bran˝ach pokrewnych.

Po d r u g i e – c e n y DziÊ ceny ropy notujà tak niskie i dawno nie spotykane poziomy, i˝ wydawaç by si´ mogło, ˝e bran˝a naftowa to nie jest coÊ, na czym mo˝na oprzeç swój sukces. Jednak nawet po dosyç pobie˝nej analizie sytuacji, widaç, ˝e nie wszystko jest tak oczywiste. Inwestycje mniejszych podmiotów na rynku rzeczywiÊcie sà ograniczane, a pracownicy firm serwisowych zwalniani. Z drugiej strony w bran˝y naftowej projekty inwestycyjne planowane sà w długim horyzoncie czasowym, wi´c przejÊciowy spadek cen czarnego złota, choç bardzo gł´boki, du˝ego przeło˝enia na nie mieç nie mo˝e. Poszukiwania w´glowodorów z formacji łupkowych w miejscach takich jak Chiny czy Argentyna trwajà nieprzerwanie, a to ze wzgl´du na du˝à skal´ przedsi´wzi´ç. Drugim istotnym czynnikiem, który niejako „ratuje” sytuacj´ w Europie sà ceny gazu ziemnego. Pomimo łupkowej rewolucji w Stanach Zjednoczonych i spadku cen surowca na rynkach Êwiatowych, Stary Kontynent, uzale˝niony od rosyjskich dostaw, dzielnie opiera si´ globalnym trendom. DziÊ ceny bł´kitnego paliwa w Ameryce sà mniej wi´cej 3–krotnie ni˝sze ni˝ w Europie. Nieracjonalnym zachowaniem ze strony inwestorów byłaby wi´c rezygnacja z tak du˝ej mar˝y, nawet uwzgl´dniajàc wy˝sze koszty odwiertów. Mo˝na wi´c przypuszczaç, i˝ z czasem znajdà si´ ch´tni do eksploatacji zasobów gazu ziemnego w Polsce, czy to ze złó˝ w formach łupkowych, czy zaciÊni´tych piaskowców, czy te˝ pokładów w´gla.

Po t r z e c i e – s y n e r g i a W marcu br. Paƒstwowy Instytut Geologiczny – Paƒstwowy Instytut Badawczy ogłosił wyniki badaƒ nad innym rodzajem złó˝ niekonwencjonalnych – tzw. gazem ziemnym zamkni´tym (tight gas). Instytut szacuje, ˝e trzy obszary perspektywiczne w zachodniej i północnej Polsce zawierajà ok. 153–200 mld m3 bł´kitnego surowca, który, wedle podanej hipotezy, jest technicznie wydobywalny. Jest to wielkoÊç nieznacznie przewy˝szajàca obecnie znane zasoby w zło˝ach konwencjonalnych. Zło˝a gazu zamkni´tego w kontekÊcie formacji łupko-

2/2015

raport wych sà o tyle istotne, ˝e metoda eksploatacji jest podobna – w obu przypadkach stosuje si´ zabiegi szczelinowania hydraulicznego, przy czym w pierwszym przypadku jest to zazwyczaj proces łatwiejszy i mniej wymagajàcy technicznie. Eksploracja, a póêniej i eksploatacja gazu uwi´zionego w piaskowcach mo˝e byç czynnikiem generujàcym zainteresowanie łupkami, choç przede wszystkim „podtrzymujàcym przy ˝yciu” niewielkich inwestorów. Podobnà rol´ pełniç mogà równie˝ zło˝a konwencjonalne, przynoszàce stosunkowo niewielkie acz stabilne zyski. Przykładem mo˝e tu byç notowana na londyƒskiej giełdzie firma San Leon Energy, która wraz z nowo powstałà firmà Palomar Natural Resources ju˝ w przyszłym roku ma rozpoczàç eksploatacj´ odkrytego zło˝a konwencjonalnego (zło˝e Rawicz). Trzeba przy tym pami´taç, i˝ o istnieniu tego typu firm decydujà wielcy inwestorzy finansowi oraz fundusze inwestycyjne i ich wiara w zyskowny zwrot kapitału. Analizujàc wykres cen akcji firmy San Leon, wyraênie widaç, i˝ ta wiara była, lecz jedynie na samym poczàtku, gdy˝ od 2011 notowania spadły prawie 40–krotnie. Jakkolwiek nastroje inwestorów sà zmienne, wi´c sukces choçby w postaci jednego komercyjnego odwiertu, mógłby spowodowaç odwrócenie tendencji. Ma to decydujàce znaczenie dla przyszłoÊci polskiego sektora łupkowego, gdy˝ ani PGNiG, ani Orlen nie dysponujà wystarczajàcym kapitałem, potrzebnym do tego typu przedsi´wzi´ç. Zastanawiajàc si´ nad przyszłoÊcià polskiego sektora łupkowego, uwidacznia si´ problem gn´biàcy wiele działów krajowej gospodarki – brak kapitału. Amerykaƒska „łupkowa rewolucja” rozpocz´ła si´ dzi´ki wytrwałoÊci stosunkowo niewielkich firm naftowych, którym udawało si´ przekonaç inwestorów finansowych, by dawali im kolejne szanse po pozornie nie koƒczàcych si´ pora˝kach. Nie mo˝na zapomnieç, ˝e wielu przetrwało i spadki cen ropy, osiàgajàcych poziomy, o połow´ ni˝sze od obecnych. W naszym kraju zdaç si´ jednak musimy na londyƒskie fundusze. Czy ta garstka, która jeszcze została b´dzie w stanie tego dokonaç? Do tego niezb´dny jest sukces – wówczas wrócà i ci, którym tak spieszno było Polsk´ opuszczaç. Nie pozostaje wi´c nic innego tylko wierciç. (BiznesAlert.pl) Wojciech Labuda Wydział Wiertnictwa, Nafty i Gazu AGH w Krakowie, Wydział Prawa i Administracji Uniwersytetu Warszawskiego, Szkoła Głowna Handlowa w Warszawie

Fot. PGNiG èródło: PIG–PIB

15

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:53 AM

Page 16

G

raport

Plany, inwestycje i realizacje w sektorze naftowym i gazowniczym

Grupa PBG wybuduje dla PGNiG kolejnà kopalni´ ropy i gazu

P

PBG oil and gas, Spółka z Grupy PBG, zawarła jako lider konsorcjum PGNiG w Warszawie, Oddział w Zielonej Górze umow´ na kompleksowà realizacj´ inwestycji „Zagospodarowanie zło˝a Radoszyn”. WartoÊç zawartego na 30 miesi´cy kontraktu wynosi 85,17 mln zł. Przedmiotem zamówienia jest zrealizowanie „pod klucz” inwestycji polegajàcej na zagospodarowaniu zło˝a ropy naftowej i gazu ziemnego z zawartoÊcià siarkowodoru. Zakres prac obejmuje opracowanie pełnej dokumentacji projektowej, uzyskanie niezb´dnych zezwoleƒ i dopuszczeƒ, realizacj´ dostaw i prac budowlano – monta˝owych oraz rozruch obiektu wraz ze szkoleniem personelu Zamawiajàcego. W skład Konsorcjum wchodzà PBG Oil and Gas Sp. z o. o., Robert Łukasik Zakład Usług Budowlanych i TEKTONIKE Sp. o.o. – JesteÊmy bardzo zadowoleni, ˝e PBG oil and gas spełniła bardzo trudne wymagania Klienta – powiedział Patryk Âwizik, wiceprezes PBG oil and gas. – Zapewne wykorzystamy doÊwiadczenie z realizacji najwi´kszych inwestycji w kraju, w tym kopalni ropy naftowej i gazu ziemnego LMG (Lubiatów, Mi´dzychód, Grotów). Zakres prac jakie zrealizuje konsorcjum to zagospodarowanie stref przyodwiertowych Radoszyn, zagospodarowanie OÊrodka Centralnego Radoszyn i podłàczenie stref przyodwiertowych do OC Radoszyn. Konsorcjum wykona tak˝e przyłàcze energetyczne i przebuduje drogi gminne.

16

W ramach procesu technologicznego kopalni Radoszyn zostanà dostarczone m.in. instalacje aminowego odsiarczania gazu, stabilizacji i odsalania ropy naftowej, układy kompresji gazu ziemnego i gazów kwaÊnych, zbiorniki magazynowe z układami nalewczymi oraz instalacje pomocnicze. Zakładane wielkoÊci produkcyjne to: ropa naftowa – 80 t/dob´, gaz ziemny – 1200 Nm3/h i energia elektryczna – 3,26 MW. Po podpisaniu kontraktu portfel zamówieƒ PBG oil and gas przekroczył 300 mln złotych. W planach Firmy na rok 2015 jest ubieganie si´ o kolejne zamówienia w tym na rozbudow´ kolejnych kopalni w Polsce. Pozyskany kontrakt wpłynie na poszerzenie referencji dla PBG oil and gas. (PBG)

B u d o w a K P M G Ko s a k o w o zakoƒczona O zakoƒczeniu realizacji projektu dotyczàcego budowy Kawernowego Podziemnego Magazynu Gazu (KPMG) Kosakowo, o pojemnoÊci czynnej 119 mln m szeÊc. poinformował resort gospodarki. Jak wynika z informacji MG, wszystkie instalacje kawernowego podziemnego magazynu gazu Kosakowo sà połàczone w ciàg technologiczny, który pozwala na zatłaczanie i odbiór gazu z magazynu z zaprojektowanà wydajnoÊcià. KPMG Kosakowo jest połàczony z Krajowym Systemem Gazowniczym gazociàgiem DN 500, o długoÊci ok. 15 km, poprzez w´zeł rozdziału gazu w Reszkach. PojemnoÊç czynna KPMG Kosakowo wynosi 119 mln m szeÊc., a buforowa – 33,4 mln m szeÊc. Nominalny czas zatłaczania wynosi 47 dni, a odbioru – 19 dni. Projekt został wsparty ze Êrodków Programu Operacyjnego Infrastruktura i Ârodowisko. Kwota przyznanego dofinansowania si´ga ponad 115,4 mln zł, a całkowity koszt projektu wynosi nieco 514,1 mln zł. Zakres Projektu obejmował budow´ instalacji ługowniczej wraz z rurociàgiem zrzutu solanki do Zatoki Puckiej; budow´ czterech komór magazynowych K–1, K–2, K–3 i K–4 wraz z wywierceniem czterech otworów do ich budowy; roboty budowlane i monta˝owe zwiàzane z budowà naziemnych obiektów technologicznych do zatłaczania i odbioru gazu; przyłàczenie do sieci przesyłowej OGP Gaz–System oraz przyłàczenie do sieci elektroenergetycznej. (CIRE) Jacek Zubrzycki Fot. PGNiG

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:53 AM

Page 17

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:53 AM

Page 18

G

raport

Dołek naftowy za nami? Według Mi´dzynarodowej Agencji Energii (MAE) produkcja ropy przez cz´Êç krajów nale˝àcych do Organizacji Paƒstw Eksporterów Ropy Naftowej (OPEC) wzrosła do najwy˝szego poziomu od prawie czterech lat.

D

ecydujàcà rol´ ma tu rosnàce wydobycie przez Arabi´ Saudyjskà oraz w znacznie mniejszym stopniu przez Irak i Libi´. Od czerwca 2011 r. OPEC zwi´kszył produkcj´ ropy do nieco ponad 31 mln baryłek dziennie (w marcu 2015 r.). Mi´dzynarodowa Agencja Energii spodziewa si´, ˝e ten wynik b´dzie nadal wzrastaç. Ceny sà nadal niestabilne na rynkach Êwiatowych, choç najni˝szy poziom według ekspertów ju˝ mamy za sobà. W lutym b. r. za baryłk´ ropy płacono Êrednio 54,6 dolarów – co stanowi wzrost o 9,68 dol. (wg miesi´cznego raport MAE o stanie rynku ropy). Wzrost jest słabo stymulowany przez mierne zwi´kszenie popytu w Azji i nieznaczne w Europie. Ten wzrost jednak pozwala mieç nadziej´, ˝e cena Êwiatowa nie spadnie poni˝ej obecnej Êredniej. Na pewno zaÊ nie dojdzie do takiego załamania cen, jaki miał miejsce od połowy czerwca 2014 r. Jednak˝e nie nale˝y oczekiwaç zasadniczego zwi´kszenia popytu na czarne złoto w b. r. Mamy wysoki poziom zadłu˝enia w wielu najwi´kszych gospodarkach, słaby rynek pracy w strefie euro i wyraêne spowolnienie wzrostu w gospodarkach wschodzàcych, zwłaszcza w Chinach. Wyjàtkiem sà Indie – utrzymuje MAE. Peter Kiernan z Economist Intelligence Unit ocenia jednak, ˝e ceny ropy zacz´ły si´ odbijaç od dna. Pewnym zagro˝eniem dla wzrostu mo˝e byç jednak rosnàcy stan zapasów, nie tylko w Stanach Zjednoczonych. Równie˝ paƒstwa OPEC majà zbyt du˝e i rosnàce rezerwy. W ka˝dym razie – twierdzi Kiernan – do miesi´cy letnich nastàpi spowolnienie wzrostu produkcji w USA, co najbardziej b´dzie stymulowaç wzrost cen.

Fot. PKN ORLEN

18

Jednak jego zdaniem, nikt nie bierze pod uwag´ pewnej istotnej zmiany, rynek USA jest wyjàtkowo racjonalny. Dotychczas ropa WTI była w zbyt małym stopniu do-

IEA podniosła prognoz´ popytu na rop´ Mi´dzynarodowa Agencja Energii (IEA) w kwietniowym raporcie podniosła prognoz´ globalnego popytu na rop´ naftowà w bie˝àcym roku do poziomu 93,6 mln baryłek dziennie. Zgodnie z obecnà prognozà IEA spodziewa si´, ˝e w porównaniu z zeszłym rokiem w obecnym, dzienny wzrost Êwiatowego popytu na rop´ wyniesie 1,1 mln baryłek osiàgajàc poziom 93,6 mln (wzrost o 90 tys. w stosunku do prognozy z marca br.). Według danych agencji w marcu dzienne, Êwiatowe wydobycie ropy wzrosło o 1 mln baryłek do poziomu 95,2 mln. Obserwowana tendencja jest efektem najwy˝szego od 4 lat wydobycia surowca przez paƒstwa zrzeszone w OPEC. W marcu dzienne wydobycie surowca w ramach OPEC niespodziewanie wzrosło o 890 tys. baryłek osiàgajàc poziom 31,02 mln. W nieco dalszej perspektywie Rijad musi braç pod uwag´ powa˝nà konkurencj´ Iranu. Po zniesieniu sankcji i rozpocz´ciu wydobycia – ocenia MAE – na rynku Êwiatowym pojawi si´ iraƒska ropa i mo˝e dojÊç do ponownego załamania cen, tym bardziej, ˝e Teheran b´dzie dà˝yç do przej´cia roli lidera OPEC wykorzystujàc istniejàcy powa˝ny konflikt mi´dzy arabskimi członkami kartelu a pozostałymi paƒstwami.

starczana do najliczniejszych rafinerii amerykaƒskich na wybrze˝u Zatoki Meksykaƒskiej, rafinerie, wi´c importowały ogromne iloÊci surowca zwłaszcza z Arabii Saudyjskiej. Ropa krajowa zwi´kszała zapasy. Obecnie trwajà bardzo zaawansowane prace przy budowie ropociàgów krajowych, którymi popłynie ju˝ pod koniec 2015 r. surowiec do tych rafinerii. WTI obecnie jest taƒsza i ma znacznie lepsze parametry ni˝ ropa z krajów OPEC. Skutek łatwy do przewidzenia, mimo, ˝e Arabia Saudyjska nie zamierza ograniczyç wydobycia w obawie przed utratà wiodàcej pozycji na Êwiatowym rynku. Pewne jest jednak, ˝e rynek w USA ju˝ przegrała – ocenia Kiernan. Marcin ˚upnik èródło: BiznesAlert, CIRE

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:53 AM

Page 19

G

raport

BNK Petroleum – bli˝ej łupkowego sukcesu Amerykaƒska spółka BNK Petroleum wydała ju˝ na poszukiwania gazu łupkowego w Polsce ponad 400 mln zł. Jednak aktualny poziom cen ropy naftowej wpływa na ograniczenie tempa prac poszukiwawczych w Polsce.

– BNK Petroleum poszukuje od zeszłego roku partnera do kolejnych inwestycji w Polsce. Niezale˝nie od powodzenia tych poszukiwaƒ firma zamierza wykonaç w tym roku jeden odwiert rozpoznawczy – ujawnia prezes koncernu Troy Wagner. Strategia BNK Petroleum wdra˝ana w Polsce opiera si´ na doÊwiadczeniach amerykaƒskich. Obejmujà one przeprowadzenie badaƒ geologicznych, wykonywanie odwiertów, gromadzenie danych oraz na podstawie wykonanych ju˝ prac wybór najbardziej obiecujàcych lokalizacji pod kolejne otwory. Konieczne jest, po wykonaniu pewnej liczby odwiertów pionowych, skorygowanie dotychczasowych prac i stosowanej technologii na podstawie doÊwiadczeƒ oraz zebranej podczas prac wiertniczych wiedzy. Zdaniem Troya Wagnera, mimo post´pujàcego procesu wycofywania si´ z prac poszukiwawczych zagranicznych inwestorów, w Polsce nadal sà szanse na odkrycie złó˝ łupkowych nadajàcych si´ do komercyjnej eksploatacji. – W konwencjonalnym procesie poszukiwania ropy lub gazu decyzj´ na „tak” lub „nie” mo˝na najwczeÊniej podjàç na podstawie wyników uzyskanych z pierwszych kilku otworów badawczych wykonanych na danym obszarze. Inaczej jest przy łupkowych poszukiwaniach. Pierwszy etap to wyznaczenie miejsc, gdzie potencjalne pokłady skał łupkowych sà zlokalizowane i okreÊlenie, czy zawierajà gaz w iloÊciach uzasadniajàcych dalsze inwestycje – tłumaczy Troy Wagner. Realizuje si´ go poprzez nawiercenie du˝ej liczby otworów pionowych przy zastosowaniu nowoczesnych technologii oraz powiàzanie danych geologicznych uzyskanych z tych odwiertów z wynikami badaƒ sejsmicznych. Tego typu prace mo˝na ograniczyç tam, gdzie wczeÊniej wykonano du˝à liczb´ odwiertów badawczych. Kolejny etap jest decydujàcy, ale równie˝ najsłabiej rozumiany. Po zidentyfikowaniu potencjalnego obszaru na podstawie odwiertów pionowych niezb´dne jest wywiercenie otworów poziomych w celu okreÊlenia, w jakim tempie i w jakich iloÊciach mo˝na wydobywaç gaz lub rop´. Realizacja tego etapu polega na stałym wprowadzaniu stopniowych udoskonaleƒ w ka˝dym kolejnym odwiercie.

i skutecznych technologii, które si´ sprawdziły we wczeÊniej wykonywanych odwiertach. W ub. roku BNK Petroleum wykonała zabieg szczelinowania hydraulicznego na jednym z najbardziej obiecujàcych odwiertów rozpoznawczych za gazem łupkowym w Polsce – Gapowo –1A. Podczas testu przepływu surowca uzyskano Êredni poziom wydobycia gazu na poziomie 6–11 tys. metrów szeÊc. Koncern zaznaczał wówczas w komunikacie, ˝e w krótkich okresach czasu udało si´ osiàgnàç poziom wydobycia gazu, który wynosił około 28 tys. metrów szeÊc. dziennie. W sierpniu BNK podał, ˝e te wartoÊci mogà rosnàç wraz z dalszym odzyskiwaniem płynu zwrotnego. Marcin Kowalski èródło: Łupkipolskie. pl

R E K L A M A

Dlatego w jego opinii niezb´dne jest wykonanie pewnej liczby odwiertów poziomych na niewielkim obszarze w celu wykorzystania zdobytej uprzednio wiedzy

2/2015

19

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:53 AM

Page 20

G

raport

Trudna przyszłoÊç rosyjskiego gazu Z raportu „Rosyjski rynek gazu: wchodzenie w nowà er´” opracowanego przez Cedigaz (Mi´dzynarodowe Stowarzyszenie Gazu) wynika, ˝e najbli˝sze dziesi´ç lat b´dzie trudne dla rosyjskiego sektora gazu.

R

osyjskie zasoby gazu sà bardzo du˝e, ale dotychczas eksploatowane zło˝a sà bliskie wyczerpania. Produkcja musi zostaç przeniesiona na nowe obszary na Jamale, w Syberii Wschodniej oraz w Jakucji na Dalekim Wschodzie. Najwi´kszy rosyjski koncern gazowy – Gazprom – b´dzie stopniowo traciç swojà monopolistycznà pozycj´ jako producent gazu na rzecz dotychczas mniej znaczàcych, oficjalnie niezale˝nych firm, jak np. Novatek. W Rosji konieczne sà powa˝ne inwestycje w infrastruktur´ gazowà – w sieci nowych gazociàgów, takich jak Turkish Stream oraz Siła Syberii. Rosja b´dzie mieç powa˝ne trudnoÊci w realizacji przewidywanej produkcji gazu skroplonego – zarówno Gazprom jak i inne spółki gazowe nie dysponujà odpowiednimi Êrodkami finansowymi. Popyt krajowy na gaz b´dzie wzrastaç znacznie wolniej ni˝ w ostatnich latach podobnie jak przychody z rynku krajowego. Podstawowà przyczynà jest kryzys gospodarczy w Rosji. Niepewne sà perspektywy popytu na rosyjski gaz na rynku europejskim – Unia Europejska dà˝y do zasadniczej dywersyfikacji êródeł dostaw i wydaje si´ niezainteresowana nowymi ofertami dostaw rosyjskiego gazu (Turkish Stream). Nie sprzyja tym ofertom tak˝e zdecydowane dà˝enie do liberalizacji rynku gazu w Europie. Jednak raport Cedigazu przewiduje, ˝e obowiàzujàce jeszcze kontrakty długoterminowe i wzrost zapotrzebo-

wania na gaz w wyniku dekarbonizacji, która ma obowiàzywaç w UE, b´dzie wymagaç znacznego zwi´kszenia sprzeda˝y gazu na rynek europejski. Jest to pewna szansa dla Gazpromu. Pozostaje jednak problem niskich cen gazu, które zdaniem autorów raportu utrzymajà si´ przez nast´pne 5–6 lat. Eksport do krajów Wspólnoty Niepodległych Paƒstw od 2006 r. spadł o połow´ i nie przewiduje si´ wzrostu z uwagi na powa˝ne trudnoÊci gospodarcze w tych krajach. Głównym celem strategii eksportowej Rosji staje si´ Azja, zarówno ze wzgl´dów ekonomicznych jak i politycznych. Ale rola rynku azjatyckiego w Êrednim okresie pozostanie minimalna, dopóki nie zostanie zbudowana odpowiednia infrastruktura przesyłowa oraz dopóki nie powstanie w Rosji bran˝a LNG. Moskwa ch´tnie informuje o wielkich projektach w tych dziedzinach, ale nie majà one zapewnionego finansowania. Sankcje zamkn´ły dost´p do kredytowania przez banki zachodnie. Jak dotychczas – nie wiadomo, na ile realne sà kredyty chiƒskie. Według rosyjskich planów eksport gazu (włàcznie z LNG) na rynki azjatyckie w 2025 r. mo˝e wynosiç od 55 do 85 mld m3. Według ogólnych szacunków eksportu rosyjskiego gazu do 2030 r. zostanie skorygowany w dół do 275 mld m3 rocznie z dotychczasowego eksportu ok. 400 mld m3 rocznie, co i tak pozwoli Rosji utrzymaç pozycj´ najwi´kszego eksportera na Êwiecie. Charakterystyczne, ˝e zdaniem autorów raportu, rosyjski sektor gazowy jest oporny wobec przeprowadzenia gł´bokiej reformy strukturalnej. Nie nale˝y te˝ spodziewaç si´ liberalizacji w rosyjskim sektorze gazu, który najprawdopodobniej pozostanie pod Êcisłà kontrolà paƒstwa. Marek Figiel Fot. BASF èródło: BiznesAlert

20

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:53 AM

Page 21

G

raport

Powstanie studium wykonalnoÊci rozbudowy terminalu w ÂwinoujÊciu Polskie LNG zawarło z Tractebel Engineering umow´ na opracowanie wielowariantowego studium wykonalnoÊci w zakresie rozbudowy terminalu w ÂwinoujÊciu o trzeci zbiornik i inwestycje towarzyszàce. – Polskie LNG SA, wychodzàc naprzeciw oczekiwaniom rynku, analizuje mo˝liwoÊci rozbudowy infrastruktury w celu dostosowania jej do Êwiadczenia nowych usług wykraczajàcych poza obecny zakres regazyfikacji i przeładunku na cysterny samochodowe, co wpłyn´łoby na zwi´kszenie bezpieczeƒstwa energetycznego, a tak˝e przyczyniło si´ do optymalnego wykorzystania mo˝liwoÊci projektu i zwi´kszenia jego konkurencyjnoÊci – powiedział Przedstawiciel Polskiego LNG. Analizowana rozbudowa wiàzałaby si´ ze zwi´kszeniem mocy regazyfikacji i zaoferowaniem wysoko wyspecjalizowanych usług przeładunku LNG na mniejsze jednostki pływajàce, przez co polski terminal LNG stałby si´ wa˝nym punktem przeładunkowym surowca dla

mniejszych instalacji operujàcych w regionie, a tak˝e bunkrowania jednostek paliwem LNG. Majàc na uwadze powy˝sze Polskie LNG SA zawarło z firmà Tractebel Engineering SA umow´ na opracowanie wielowariantowego Studium WykonalnoÊci w zakresie rozbudowy terminalu LNG w ÂwinoujÊciu o trzeci zbiornik i inwestycje towarzyszàce. Wielowariantowe Studium WykonalnoÊci, stanowiç b´dzie pogł´bionà analiz´ w zakresie m.in. technicznym, finansowym, Êrodowiskowym i formalno–prawnym. Dokument wska˝e najbardziej optymalny wariant ewentualnej rozbudowy terminalu LNG w ÂwinoujÊciu. mf èródło: CIRE

R E K L A M A

2/2015

21

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:53 AM

Page 22

G

raport

Potrzebne jest nowe otwarcie na Wschód i Azj´ Niezapowiadajàcy rychłego zakoƒczenia konflikt na wschodzie Ukrainy i destabilizacja tego regionu nakazujà poszukiwania nowych kierunków dostaw gazu dla Europy.

P

otencjalnym du˝ym dostawcà gazu, poczàtkowo dla południowo–wschodniej cz´Êci Europy (Turcja) sà kraje azjatyckie, które majà jak np. Turkmenistan w planach budow´ własnej infrastruktury gazowniczej,

Ukraina potrzebuje 9 mld m3 gazu z zagranicy Najwy˝szej minister energetyki Wołodymir Demczyszyn powiedział, ˝e Kijów nie mo˝e ju˝ zapewniç ludnoÊci gazu z produkcji krajowej, brak paliwa wymusza na Ukrainie wyrównania niedoborów poprzez import. – Dziewi´ç miliardów metrów szeÊciennych gazu nale˝y zakupiç z zewnàtrz – powiedział Demczyszyn dodajàc, ˝e jednoczeÊnie Ukraina zmniejszyła własne wydobycie surowca. Ukraiƒski minister wyjaÊnił, ˝e gospodarstwa domowe Êrednio w roku zu˝ywajà około 14 mld m3 gazu, dodatkowo około 8 mld m3 zu˝ywane jest przez przedsi´biorstwa komunalne do produkcji energii cieplnej w sezonie grzewczym. Wobec tego zdaniem Demczyszyna gospodarstwa domowe potrzebujà rocznie około 21 mld m3 gazu. WczeÊniej Ukraina wydobywała ok. 20 mld m3 gazu, które pokrywało zapotrzebowanie odbiorców indywidualnych. Zdaniem ukraiƒskiego ministra w chwili obecnej ok. 2,5–3 mld m3 gazu, które wczeÊniej wydobywano na Krymie (szelf Morza Czarnego oraz Azowskiego), nie zostało uwzgl´dnione w bilansie gazowym paƒstwa, dodatkowo ok. 1,5 mld m3 surowca, które wydobywa firma Ukrnafta jest przeznaczane wyłàcznie na potrzeby własne spółki. Według Demczyszyna Ukraina liczy na obni˝enie ceny importowanego gazu z Europy i Rosji. – Mamy na-

dziej´, ˝e w przyszłoÊci cena gazu, który kupujemy od Europy i Rosji w b´dzie mniejsza ni˝ 250 dolarów za 1000 m3 – stwierdził ukraiƒski minister. WczeÊniej szef Naftogazu Andriej Kobolew stwierdził, ˝e istnieje mo˝liwoÊç zmniejszenia ceny rosyjskiego gazu dla Ukrainy. – Cena 248 dolarów za 1000 m3 jest zbli˝ona do ceny rynkowej. Nadal b´dziemy pracowaç nad jej redukcjà – powiedział Kobolew. Zdaniem szefa Naftogazu Ukraina – powinna kupowaç gaz taniej ni˝ Europa. Obecnie cena, za którà kupujemy surowiec jest zbli˝ona do tych w europejskich hubach.

MAE apeluje o rozwój współpracy energetycznej UE i Azji Centralnej Mi´dzynarodowa Agencja Energii (MAE) opublikowała raport w którym postuluje dalszà liberalizacj´ sektora energetycznego na Êwiecie w celu zwi´kszenia bezpieczeƒstwa energetycznego na poziomie regionalnym. Agencja potwierdza, ˝e europejski rynek jest wysoce zale˝ny od dostaw surowców z Rosji, które sà transportowane przez Europ´ Ârodkowà i Wschodnià, gdzie kolejne kryzysy gazowe pokazały słaboÊç takiego układu. – Bezpieczeƒstwo energetyczne Unii Europejskiej w coraz wi´kszym stopniu zale˝y od wydobycia i bezpiecznego transportu surowców przez kraje tranzytowe – oceniła przedstawiciel Dyrektoriatu Generalnego do spraw polityki energetycznej w Komisji Europejskiej Mechthild Worsdorfer. Z tego wzgl´du Agencja zaleca krajom Europy Wschodniej i Azji Centralnej do otwarcia własnych sektorów energetycznych i wejÊcia na europejski rynek. – Długoterminowo połàczenia energetyczne w i poza Uni´ Europejskà pomogà przezwyci´˝yç napi´cia polityczne i stworzyç solidarnoÊç – stwierdziła Worsdorfer. MAE apeluje te˝ do krajów bogatych w surowce o reform´ energetyki zwi´kszajàcà transparentnoÊç i efektywnoÊç pracy sektora. – Izolacja i schematyczne myÊlenie nie sà w najlepszym interesie regionu – dodała dyrektor MAE Maria van der

Tu r k m e n i s t a n u z w r o t d o E u r o p y. O d 1 0 d o 3 0 m l d m 3 rocznie do dyspozycji Do tej pory głównymi kierunkami eksportu gazu z Turkmenistanu były Rosja, Iran i Chiny. Obecnie rozpocz´to rozmowy z Turcjà, które majà byç poczàtkiem otwarcia

22

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:54 AM

Page 23

G

raport Ltd. wydała ekspertyz´, z której wynika, ˝e gazociàg nie b´dzie stanowiç zagro˝enia dla Êrodowiska naturalnego. Analitycy europejscy sà bardziej sceptyczni, oceniajà mo˝liwoÊci dostaw gazu z Turkmenistanu na 16 mld m3 rocznie. Zwi´kszenie ewentualnych dostaw b´dzie mo˝liwe dopiero po rozpocz´ciu wydobycia ze złó˝ na wschodzie paƒstwa.

Bezpieczeƒstwo dostaw gazu do Europy

„wektora europejskiego”. Turkmenistan jest kluczowym graczem jeÊli chodzi o wydobycie gazu w regionie Morza Kaspijskiego. Podstawowym problemem pozostaje infrastruktura: konieczna jest budowa 300–kilometrowego Gazociàgu Transkaspijskiego (TCP) pod dnem morskim, do czego konieczna jest współpraca z Azerbejd˝anem. Unia Europejska przygotowuje si´ do podj´cia rozmów z firmà Turkmengas, w kwestii realizacji tej inwestycji. Ze strony europejskiej zainteresowanie udziałem wykazały takie firmy jak BP, Statoil i Total. RWE i Eni ju˝ współpracujà w dziedzinie poszukiwaƒ geologicznych nowych złó˝ turkmeƒskich z opcjà zakupu surowca. Dla Turkmenistanu budowa gazociàgu jest wa˝nym elementem odzyskiwania pełnej suwerennoÊci. Do tej pory paƒstwo to musi korzystaç z sieci postsowieckiej administrowanej przez spółki rosyjskie. Turkmenistan jest czwartym na Êwiecie producentem gazu ziemnego i poszukuje dost´pu do nowych rynków zbytu. Zdaniem tamtejszego ministerstwa ropy i gazu, na rynki europejskie mo˝e przeznaczyç 10–30 mld m3 gazu rocznie. Na podstawie zleconych przez Bank Âwiatowy ekspertyz ekologicznych, firma RSK Environment

2/2015

Sekretariat Wspólnoty Energetycznej przekazał do konsultacji publicznej pod nadzorem Komisji Europejskiej rewizj´ regulacji nr 994/2010 dotyczàcà Êrodków na rzecz zapewnienia bezpieczeƒstwa dostaw gazu do Europy. Przedstawiciele Sekretariatu uznajà, ˝e choç regulacja nie jest wdro˝ona przez wszystkie kraje Wspólnoty, to jest ona najlepszà odpowiedzià na ryzyka zwiàzane z wykorzystaniem wspólnej infrastruktury gazowej. Zrewidowane zasady powinny ich zdaniem zostaç wdro˝one przez kraje członkowskie Unii Europejskiej i strony nale˝àce do Wspólnoty spoza Unii jak Ukraina i Mołdawia. Rada Ministrów Wspólnoty Energetycznej podtrzymuje działania rzecz stworzenia wspólnego rynku energii w Europie. Regulacja 994/2010 zawiera mechanizmy współpracy paƒstw Wspólnoty w wypadku kryzysu dostaw np. z Rosji. Obecnie zawiera ona wymóg stworzenia warunków dla zapewnienia pełnych dostaw surowca dla krajów członkowskich w wypadku przerwy dostaw poprzez infrastruktur´ o najwi´kszej przepustowoÊci. Zawiera tak˝e obowiàzek utrzymywania w zapasie gazu który wystarczy danemu paƒstwu na miesiàc wysokiego zapotrzebowania lub tydzieƒ ni˝u temperaturowego lub przerwy dostaw w typowym miesiàcu zimowym. Przepis ten narzuca tak˝e stworzenie planu zapobiegawczego oraz kryzysowego dla paƒstw członkowskich w ramach Gazowej Grupy Koordynacyjnej. Wymusza zbieranie i ujawnianie informacji na temat stanu sektora gazowego w Europie. Jego podstawà jest dyrektywa Rady Europejskiej 2004/67/EC. Regulacja nr 994/2010 uzupełnia te pierwsze zapisy o bezpieczeƒstwie dostaw gazu o fragmenty ustalone w odpowiedzi na kryzys dostaw gazu z Rosji przez Ukrain´ z 2009 roku. Nowe regulacje proponowane przez Sekretariat to odpowiedê na polski postulat stworzenia nowych mechanizmów kryzysowych. Adam Dàbrowski Fot. BASF èródła: BiznesAlert. pl, CIRE

23

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:54 AM

Page 24

G

raport

PGNiG zyska na spadkach cen ropy naftowej. Mogà one pomóc renegocjowaç warunki kupna gazu Najwi´ksza polska spółka gazownicza nie musi traciç na spadkach cen ropy naftowej. Dzi´ki nim spółka wyszła na korzystnà pozycj´ negocjacyjnà w rozmowach z Gazpromem, z którym mo˝e renegocjowaç wczeÊniej podpisane umowy na dostawy bł´kitnego paliwa.

N

i˝sza cena spowodowałaby, ˝e bilans spółki, która jednoczeÊnie zajmuje si´ wydobyciem gazu i handlem, byłby korzystny. Na zmianach zyskaliby tak˝e konsumenci. PGNiG, krajowy potentat wydobycia i handlu bł´kitnym paliwem, w br. z sukcesem mo˝e renegocjowaç kontrakt na import gazu z Rosji, uwa˝a Wojciech Kozłowski, analityk akcji Ipopema Securities. Wojciech Kozłowski Analityk akcji Ipopema Securities

Fot. Agencja Newseria

– Przemawia za tym kilka argumentów – twierdzi Kozłowski. – Po pierwsze, nadekspozycja bud˝etu Rosji na paliwa. Ceny gazu, po jakich sprzedaje Rosja, zale˝à w du˝ej mierze od notowaƒ ropy. My uwa˝amy, ˝e w kontekÊcie spadku wartoÊci rynkowej ropy skorelowana z nià cena gazu dla Polski ju˝ tylko nieznacznie b´dzie wy˝sza ni˝ w Europie Zachodniej. Intuicyjnie patrzàc na bud˝et Rosji, pewnie szukałbym dywersyfikacji przychodów bud˝etowych, uciekajàc od ekspozycji na rop´ i poszukujàc raczej wi´kszych przychodów ze sprzeda˝y gazu w Europie. Od pewnego czasu Rosja, jak wskazuje Wojciech Kozłowski, kupuje magazyny gazu na Starym Kontynencie. Jego zdaniem Êwiadczy to o tym, ˝e b´dzie chciała mieç wi´kszy wpływ na notowania bł´kitnego paliwa na rynkach europejskich. – Du˝o łatwiej kontrolowaç cen´ gazu w Europie Zachodniej ni˝ ropy globalnie – przekonuje analityk akcji z Ipopema Securities. – MyÊl´ wi´c, ˝e Rosja byłaby skłonna renegocjowaç kontrakt gazowy z Polskà tak, ˝eby

24

w mniejszym stopniu łàczyç cen´ bł´kitnego paliwa z notowaniami ropy, a w wi´kszym z cenami gazu w Europie Zachodniej. Miałoby to kapitalne znaczenie dla PGNiG, które obecnie płaci Rosji du˝o. Sàdz´, ˝e spółka b´dzie płaciła mniej. Tym samym polscy konsumenci dostanà gaz w cenach zbli˝onych do obowiàzujàcych w Europie Zachodniej, czyli sporo ni˝szych. Skutki ewentualnej renegocjacji kontraktów gazowych – zdaniem tego analityka – miałyby wpływ na wyniki PGNiG w drugiej połowie br. Póêniej cena gazu w Polsce b´dzie ju˝ tzw. import parity (wartoÊci w Europie Zachodniej plus 5 proc. kosztów transportu). – Przychodowo to wcale nie musi dobrze wyglàdaç – precyzuje Kozłowski. – Ale sam przychód jako miara skłonnoÊci biznesowej do generowania stóp zwrotu czy wartoÊci dla akcjonariuszy nie jest dobrà miarà w kontekÊcie spadków cen ropy i gazu. Trzeba pami´taç o tym, ˝e PGNiG jest przede wszystkim spółka wydobywczà i straci na tym, ˝e ceny ropy i gazu sà ni˝sze. Natomiast według naszych wyliczeƒ 60 proc. strat, które rynek ju˝ dyskontuje w wycenie PGNiG, b´dzie wyrównanych zyskami w handlu gazem, co – moim zdaniem – jeszcze nie jest dostrzegane. W zwiàzku z tym mimo tak drastycznych spadków cen ropy i oczekiwanej mniejszej wartoÊci rynkowej gazu PGNiG ma bardzo mocny bilans i potencjał dywidendowy. Według Doroty Sierakowskiej z Domu Maklerskiego Banku Ochrony Ârodowiska spadków ceny ropy naftowej mo˝na si´ spodziewaç dopóty, dopóki trend spadkowy nie zostanie wyraênie zanegowany. Na to si´ jednak na razie nie zanosi, bo choç ceny ropy przestały spadaç, to wcale nie rosnà, a produkcja w Stanach Zjednoczonych i Arabii Saudyjskiej utrzymuje si´ na wysokim poziomie. Paƒstwa skupione w kartelu OPEC tak˝e nie zamierzajà jej zmniejszyç, choç przy takich poziomach cen anulowane sà niektóre inwestycje. – Nawet je˝eli ropa nie b´dzie kosztowała poni˝ej 50 dolarów za baryłk´, tak jak kosztuje teraz, a jej Êrednia cena wyniesie 55 dolarów, to i tak nie zmieni to sytuacji gospodarczej Rosji w drastyczny sposób – zauwa˝a Wojciech Kozłowski. – 65 proc. przychodów eksportowych tego kraju w 2013 roku pochodziło ze sprzeda˝y ropy, produktów ropopochodnych, czyli petrochemikaliów i paliwa, a 15 proc. generował gaz. W kontekÊcie spadków cen ropy Rosji pomaga co prawda osłabiajàcy si´ rubel do dolara. Przychody w rublu ze sprzeda˝y ropy nie sà ju˝

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:54 AM

Page 25

G

o tyle mniejsze, ile były, gdyby były wyra˝one jedynie w amerykaƒskiej walucie. Marcin ˚upnik Fot. PGNiG èródło: Agencja Newseria

URE zatwierdziło zmian´ hurtowej taryfy gazowej dla PGNiG Prezes Urz´du Regulacji Energetyki zatwierdził zmian´ taryfy hurtowej na paliwo gazowe dla PGNiG pole-

raport gajàcà na obni˝eniu cen za paliwo gazowe i wydłu˝eniu okres jej obowiàzywania do dnia 31 lipca 2015 roku. Dla odbiorców obsługiwanych przez PGNiG (odbiorców hurtowych czyli takich, którzy kupujà gaz do dalszej odsprzeda˝y oraz najwi´kszych odbiorców koƒcowych o rocznym zu˝yciu wi´kszym ni˝ 25 mln m3) Êrednia cena paliwa gazowego została obni˝ona Êrednio o 7,1% w przypadku gazu wysokometanowego oraz 3,2% dla gazu zaazotowanego, co wynika z efektu zrównania si´ cen za 1 kWh gazu ziemnego zaazotowanego z cenà 1 kWh gazu ziemnego wysokomentanowego. Stopniowe zrównanie cen za tà samà jednostk´ energii miało ju˝ miejsce w aktualnie obowiàzujàcej taryfie, o czym PGNiG informowało po zatwierdzeniu jej przez Prezesa URE. Zmiany cen gazu ziemnego sà konsekwencjà utrzymujàcych si´ niskich ceny ropy naftowej i stosunkowo niskich cen gazu ziemnego na rynkach hurtowych w północno–zachodniej Europie, co efektywnie wpływa na obni˝enie całkowitego kosztu pozyskania przez PGNiG gazu ziemnego, w porównaniu do kosztu, jaki był przyjmowany do aktualnie obowiàzujàcej taryfy. èródło: PGNiG

R E K L A M A

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:54 AM

Page 26

G

raport

Dobrowolny certyfikat dla wi´kszego bezpieczeƒstwa Systemy bezpieczeƒstwa funkcjonalnego nale˝à do najwa˝niejszych zabezpieczeƒ instalacji technologicznych zakładów przemysłowych, których nieprawidłowe działanie mo˝e stanowiç zagro˝enie dla ludzi i Êrodowiska. Systemy te – zwane w bran˝y chemicznej blokadami – podlegajà wytycznym dwóch norm – PN–EN 61508 oraz PN–EN 61511. Unormowania te sà dzisiaj jeszcze jedynie wyznacznikiem standardów, wkrótce jednak mogà staç si´ obligatoryjne. Warto wi´c wiedzieç, jakie powinnoÊci nakładajà na inwestora, a co wa˝niejsze – jakie wymagania stawiajà projektantom, dostawcom urzàdzeƒ i wykonawcom tych systemów.

– Regulacje w zakresie systemów bezpieczeƒstwa funkcjonalnego istniejà od wielu lat, jednak normy cały czas ewoluujà i zmiany te zdecydowanie idà w kierunku zaostrzania kryteriów i wymagaƒ – tłumaczy Jacek Regulski z Lokalnej Jednostki Biznesu Nafta i Gaz w ABB. – Mimo to stawiane w dokumentach wymagania nie sà obligatoryjne, a jedynie wyznaczajà standard, który pozwala uzyskaç najwy˝szy mo˝liwy poziom bezpieczeƒstwa systemu, tj. kontrolowaç ryzyko, jak i koszty jego ograniczania do akceptowalnego poziomu. Oznacza to, ˝e nie ma obowiàzku stosowania tych zapisów, jednak praktyka pokazuje, i˝ te firmy, którym rzeczywiÊcie zale˝y na zabezpieczeniu kluczowych procesów, traktujà normy bardzo powa˝nie jako wytyczne dobrej praktyki in˝ynierskiej. W zakresie bezpieczeƒstwa funkcjonalnego w przemyÊle, w Polsce, jak i w Europie, stosowane sà obecnie dwie normy – PN–EN 61508: 2010 (Bezpieczeƒstwo funkcjonalne elektrycznych/ elektronicznych/ programowalnych elektronicznych systemów zwiàzanych z bezpieczeƒstwem) oraz PN–EN 61511 (Bezpieczeƒstwo funk-

cjonalne – Przyrzàdowe systemy bezpieczeƒstwa do sektora przemysłu procesowego).

26

– Jednak nie nale˝y zapominaç, ˝e całkiem niedawno ukazała si´ Dyrektywa Unii Europejskiej Seveso III w sprawie kontroli zagro˝eƒ powa˝nymi awariami zwiàzanymi z substancjami niebezpiecznymi. Ona równie˝ zaostrza kryteria, a przy okazji znaczàco zwi´ksza liczb´ zakładów, które podlegajà dodatkowym restrykcjom – dodaje Jakub Janiszewski z Lokalnej Jednostki Biznesu Nafta i Gaz w ABB. – W połàczeniu z normami, regulacje te stajà si´ bardziej precyzyjne i jednoznaczne, nie warto wi´c w imi´ oszcz´dnoÊci i ułatwiania sobie pracy pochopnie podchodziç do tych zapisów. Choç normy sà zazwyczaj podstawà do sporzàdzenia ofert przetargowych, zdarza si´, i˝ zgłaszajàcy si´ wykonawca „sugeruje” inwestorowi pewne – pozornie nieznaczàce – odst´pstwa, by obni˝yç koszty systemu bezpieczeƒstwa i skróciç czas jego implementacji. A jest to zazwyczaj pierwszy krok, który „usprawiedliwia” kolejne odst´pstwa. – Najmniejsze odejÊcie od zapisów norm stawia pod znakiem zapytania sens całego przedsi´wzi´cia – uwa˝a Waldemar Pakos, dyrektor Centrum Realizacji Projektów Bezpieczeƒstwa Funkcjonalnego w Dywizji

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:54 AM

Page 27

G

Automatyki Procesowej ABB. – Norma nie pozostawia wàtpliwoÊci, i˝ sprz´t musi mieç odpowiednià niezawodnoÊç, firma projektowa kompetentny personel oraz odpowiedni system zarzàdzania bezpieczeƒstwem funkcjonalnym. Ale oczywiÊcie zawsze w ogólnych zapisach mo˝na znaleêç „furtk´” i zastosowaç odmiennà interpretacj´ wymagaƒ, dlatego najlepszym rozwiàzaniem jest potwierdzenie kompetencji personelu i organizacji certyfikatami niezale˝nych akredytowanych firm audytorskich. Poniewa˝ normy nie sà obligatoryjne, to automatycznie certyfikaty równie˝. Badaniom jakoÊciowym podlegajà jedynie produkty, które bez odpowiedniego zatwierdzenia nie trafiłyby na rynek. Firmy i ich personel swoje kompetencje po prostu deklarujà, podpierajàc si´ ewentualnie zrealizowanymi wczeÊniej projektami. – Z tego wzgl´du, jako ABB Sp. z o. o., postanowiliÊmy – mimo braku formalnej koniecznoÊci – zdobyç certyfikaty na wszystkie obszary zwiàzane projektowaniem systemów bezpieczeƒstwa funkcjonalnego – mówi Waldemar Pakos. – JesteÊmy w trakcie ostatniego etapu certyfikacji naszego biura we Wrocławiu (audyt koƒcowy) na zgodnoÊç z normami EN 61508 oraz EN 61511. Pozytywne przejÊcie audytu spowoduje, ˝e nasza wrocławska organizacja stanie si´ certyfikowanà jednostkà projektowo–wykonawczà. Jednym z najwa˝niejszych wymogów normy, praktycznie nieosiàgalnym dla małych firm bez ponoszenia dodatkowych kosztów, jest koniecznoÊç weryfikacji projektu przez niezale˝nego specjalist´, szczególnie dla funkcji bezpieczeƒstwa z poziomem nienaruszalnoÊci bezpieczeƒstwa SIL3. Nie mo˝e to byç osoba w jakikolwiek sposób powiàzana realizacyjnie z projektantem, a nawet z działem, w którym pracuje, co sprowadza si´ do tego, ˝e weryfikatora nale˝y szukaç poza firmà. ABB w Polsce wykorzystuje do weryfikacji projektów pracowników biur w innych krajach, ale przede wszyst-

2/2015

raport kim Brytyjczyków, którzy w zakresie bezpieczeƒstwa funkcjonalnego majà najwi´ksze kompetencje w całej Grupie ABB. Wspomniana certyfikacja dotyczy równie˝ systemu zarzàdzania bezpieczeƒstwem funkcjonalnym, który równie˝ mo˝na certyfikowaç. Pozwala on eliminowaç tzw. bł´dy systematyczne, wynikajàce z bł´dnej, odruchowej (nieÊwiadomej) czy niestarannej pracy. Jest to rozwiàzanie analogiczne do normy ISO 9001 i jest jej uzupełnieniem. Certyfikat jest potwierdzeniem dokonanym przez niezale˝nà jednostk´ akredytacyjnà, ˝e wszelkie prace projektowe sà przeprowadzone z zachowaniem najwy˝szej jakoÊci dla funkcji bezpieczeƒstwa do SIL3 włàcznie. Cały proces certyfikacyjny, któremu poddaje si´ właÊnie Dywizja Automatyki Procesowej ABB, wymaga tak˝e projektu pilota˝owego. – Takie projekty realizowane sà obecnie na tłoczniach gazu we Włocławku i w Kondratkach – tłumaczy Waldemar Pakos. – WczeÊniej zbudowaliÊmy podobny system zabezpieczeƒ w podziemnym magazynie gazu w Mogilnie.

27

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:54 AM

Page 28

G

raport

Sceptycy i zwolennicy drogi „na skróty” mogà oczywiÊcie podnieÊç argument, i˝ rygorystyczne trzymanie si´ zapisów norm, a tak˝e wykorzystywanie jedynie certyfikowanych projektantów i wykonawców, mo˝e powodowaç zwi´kszenie kosztów instalacji. I zapewne po cz´Êci na poczàtku znajdà zrozumienie wÊród inwestorów, jednak w ogólnym bilansie restrykcyjne trzymanie si´ norm i współpraca z certyfikowanymi firmami przynosi du˝e korzyÊci, równie˝ ekonomiczne.

– Przede wszystkim jest to kwestia bezpieczeƒstwa pracy zakładu – podkreÊla Jacek Regulski. – Ka˝da awaria, której uda si´ uniknàç, to w bran˝y chemicznej czy petrochemicznej, zaoszcz´dzone miliony złotych.

obj´ciem ochrony takiego zakładu lub stawki ubezpieczeniowe szacujà na podstawie zupełnie innego poziomu ryzyka. – I zawsze trzeba braç równie˝ pod uwag´, ˝e wczeÊniej czy póêniej unijne dyrektywy, a wraz z nimi obowiàzujàce normy, przekształcane sà z kodeksu dobrych praktyk w obowiàzujàce prawo – podsumowuje Jarosław Szum-

– Przede wszystkim jest to kwestia bezpieczeƒstwa pracy zakładu – podkreÊla Jacek Regulski. – Ka˝da awaria, której uda si´ uniknàç, to w bran˝y chemicznej czy petrochemicznej, zaoszcz´dzone miliony złotych. – Z drugiej strony wa˝nà kwestià sà ubezpieczenia, które równie˝ mogà mieç bardzo wymierne skutki finansowe – dodaje Jakub Janiszewski. – Kilka lat temu jeden z najwi´kszych zakładów ubezpieczeƒ w naszym kraju wypłacił w ciàgu jednego roku niemal pół miliarda złotych odszkodowaƒ z powodu awarii przemysłowych, dlatego od pewnego czasu zaczàł doÊç dokładnie przyglàdaç si´ systemom zabezpieczeƒ. Ubezpieczyciele nie ukrywajà, i˝ w przypadku dobrze przygotowanego i certyfikowanego systemu bezpieczeƒstwa funkcjonalnego sà skłonni rozwa˝yç obni˝enie składki lub rozszerzenie zakresu ubezpieczenia. W przeciwnym wypadku nie wahajà si´ nawet odmówiç ny, dyrektor Pionu Sprzeda˝y i Marketingu Lokalnej Jednostki Biznesu Nafta i Gaz w ABB. – A to mo˝e oznaczaç, ˝e regulacje, które dzisiaj sà dobrowolne stanà si´ obligatoryjne, a poczynione dzisiaj nieznaczne „skróty” w procedurze zaowocujà ograniczeniami funkcjonalnymi lub wr´cz brakiem mo˝liwoÊci korzystania z systemu w przyszłoÊci.

Sławomir Dolecki Fot. Arch. ABB

28

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:54 AM

Page 29

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:54 AM

Page 30

G

raport

ZAUFALI NAM NAJWI¢KSI Z Witoldem Basiszyn – Prokurentem firmy RMA oraz Adamem Nastała – Dyrektorem Sprzeda˝y RMA rozmawia Marcin ˚upnik – Paƒstwa Firma jest w tej chwili najstarszym i najwi´kszym producentem monobloków izolacyjnych w Europie. Czy mo˝ecie mi Panowie bli˝ej nakreÊliç histori´ monobloku izolacyjnego jako jednego ze sztandarowych produktów RMA? Witold Basiszyn: Historia RMA si´ga roku 1969, kiedy to Panowie Siegfried Truttenbach oraz Gerhard Faulhaber rozpocz´li swojà działalnoÊç pod szyldem Faulhaber & Truttenbach OHG. W latach 1971–1977 Firma opracowała i opatentowała swoje własne rozwiàzania dotyczàce mi´dzy innymi monobloków izolacyjnych. Mo˝na wi´c powiedzieç, i˝ monobloki izolacyjne produkujemy w naszej Firmie ju˝ od koƒca lat siedemdziesiàtych. W tym miejscu nale˝y jednak dodaç jeden ciekawy epizod z historii rozwoju Spółki. W roku 1979 firma RMA (RheinauerMaschinen– und Armaturenbau KG) przej´ła firm´ Eisenbau Ziefle z głównà siedzibà w Kehl. Firma ta była uznanym producentem monobloków izolacyjnych oraz izolacyjnych połàczeƒ kołnierzowych dla takich mediów jak gaz, woda czy Êcieki. Spółka była jednoczeÊnie pierwszym producentem monobloków izolacyjnych w Europie. Mo˝na wi´c z całà stanowczoÊcià stwierdziç, i˝ to na terenie naszego zakładu produkcyjnego w Kehl ju˝ w latach pi´çdziesiàtych ubiegłego wieku powstał pierwszy w Europie monoblok izolacyjny, a poprzez przej´cie zakładu Eisenbau Ziefle wraz z jego załogà, umaszynowieniem, technologiami i patentami mo˝na powiedzieç, i˝ jesteÊmy najstarszym istniejàcym w Europie producentem monobloków. – Czyli mo˝na powiedzieç, ˝e swoje monobloki izolacyjne produkujecie Paƒstwo od przeszło pół wieku. Ile monobloków izolacyjnych w tym czasie Paƒstwo wyprodukowaliÊcie? Adam Nastała: Zgadza si´, zdecydowanie mo˝na powiedzieç, i˝ mamy pi´çdziesi´cioletnià tradycj´ w produkcji monobloków. Trudno jest mówiç o iloÊciach wyprodukowanych przez nas monobloków. Ostatnie lata wskazujà, i˝ Êrednioroczna sprzeda˝ monobloków izolacyjnych Koncernu waha si´ w granicach 1500 – 2000 sztuk. Przy Êredniej długoÊci zabudowy rz´du 700 mm/monoblok daje nam to wi´c wynik pomi´dzy 1000 a 1500 metrów monobloków izolacyjnych w Êrednicach 15 mm – 2500 mm rocznie. Przyj-

30

mujàc taki wskaênik stwierdziç mo˝na, i˝ wyprodukowanymi przez nasz Koncern monoblokami izolacyjnymi moglibyÊmy okrà˝yç przynajmniej jeden raz kul´ ziemskà.

Monobloki RMA

– To rzeczywiÊcie imponujàce. Co zadecydowało o Paƒstwa sukcesie? Witold Basiszyn: Przede wszystkim ci´˝ka praca i procentujàce, wieloletnie doÊwiadczenie. Produkt, jakim jest monoblok izolacyjny, rozwijamy jak Pan zauwa˝ył od pół wieku. Daje nam to ogromny potencjał wiedzy i doÊwiadczenia, który przekładamy na wysoce bezawaryjne urzàdzenia. Nie bez znaczenia jest tutaj równie˝ fakt jakoÊci stosowanych przez nas materiałów oraz technologii i precyzji naszej obróbki mechanicznej. Jako koncern współpracujemy jedynie z uznanymi producentami i dostawcami materiałów i surowców pochodzàcych z Unii Europejskiej. Nasz park maszynowy, zło˝ony z wysokoprecyzyjnych obrabiarek CNC uznanych Êwiatowych producentów zapewnia nam z kolei wymagane przez nas parametry jakoÊciowe, majàce zdecydowany wpływ na jakoÊç i funkcjonalnoÊç wyrobu finalnego. Dla zapewnienia najwy˝szej jakoÊci naszych produktów jesteÊmy w pełnym zakresie produkcji samowystarczalni – jest to bardzo istotny parametr, gdy˝ powierzajàc jakiekolwiek procesy produkcyjne w outsorcingu tracilibyÊmy nad nimi w pewnym zakresie kontrol´ i nie moglibyÊmy byç pewni efektu koƒcowego.

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:55 AM

Page 31

G Produkcja monobloków

raport wania i produkcji był dla nas bardzo du˝ym wyzwaniem. OczywiÊcie monobloki zostały terminowo wyprodukowane, zbadane i dostarczone zgodnie z planem produkcji oraz QCP, a obecnoÊç Inwestora przy próbach i testach pozwoliła daç mu pewnoÊç, i˝ decydujàc si´ na zakup produktów RMA dokonał trafnego wyboru.

Monobloki dla PERN „Przyjaꃔ S.A.

– Kim sà Paƒstwa Klienci? Czy swoje produkty oferujecie Paƒstwo jedynie na zagranicznych rynkach? Adam Nastała: Nasze produkty sà znane na całym Êwiecie. Klientami RMA sà oczywiÊcie firmy z bran˝y gazowniczej, petrochemicznej, wodnej. Trwało by to zbyt długo gdybym z nazwy miał wymieniç wszystkich naszych Klientów – ogranicz´ si´ wi´c jedynie do podania tych najwi´kszych, ogólnie rozpoznawalnych na całym Êwiecie jak: Shell, Exxon, BP, Gazprom, Ruhrgas, Gasunie, Total, Nordstream, OMV i wielu, wielu innych. Uprzedzajàc Pana pytanie – polscy Klienci to głównie firmy budowlane, Êwiadczàce usługi realizacji zadaƒ inwestycyjnych na rzecz takich Inwestorów jak Gaz–System czy PGNiG. – Czy mo˝ecie Panowie zdradziç, nad jakimi spektakularnymi projektami pracowaliÊcie ostatnio lub pracujecie obecnie?? Adam Nastała: OczywiÊcie. Mog´ podaç kilka przykładów z rynku polskiego oraz rynków zagranicznych. Ostatnim, bardzo wa˝nym dla nas projektem pochodzàcym z rynku polskiego była produkcja i dostawa 4 sztuk monobloków izolacyjnych DN1000 dla PERN „Przyjaꃔ, które zainstalowane b´dà na Terminalu Naftowym w Gdaƒsku – inwestycji uznanej przez IX Forum Energetyczne za „Inwestycj´ Roku w Energetyce”. Majàc na uwadze fakt bardzo wysoko postawionych wymogów jakoÊciowych dotyczàcych zamówionych monobloków, sam proces ich projekto-

2/2015

Kolejnym przykładem z rynku polskiego jest produkcja i dostawa monobloków izolacyjnych DN700, zainstalowanych na strategicznych gazociàgach przesyłowych na terenie całej Polski. Je˝eli chodzi o rynki zagraniczne – dumà napawa nas fakt, i˝ nasze monobloki izolacyjne (oprócz innych produktów RMA) zostały wybrane do zainstalowania na tak strategicznym obiekcie, jakim jest gazociàg NordStream. Były to monobloki izolacyjne o Êrednicy 1200 mm i ciÊnieniu nominalnym 221 bar.

Monobloki dla NORDSTREAM

Kolejnym, imponujàcym kontraktem była produkcja i dostawa monobloków izolacyjnych przeznaczonych do zainstalowania na instalacjach naziemnych dla A/S Norske Shell Ormen Lange/Nyhamna

31

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:55 AM

Page 32

G

raport

Monoblok Ormen Lange

Ciekawym wyzwaniem była dla nas wymiana monobloku odkuwkowego DN250 ANSI1500 wykonanego w wersji kołnierzowej i charakteryzujàcego si´ Êcisłà długoÊcià zabudowy. Monoblok, który mieliÊmy wymieniç (równie˝ produkcji RMA), pracował na nadziemnej instalacji gazu ziemnego w Australii od 1984 roku – tak wi´c przez 30 lat. Produkcja i dostawa nowego monobloku została wykonana w rekordowym tempie 7 tygodni od daty zamówienia. Wymieniany monoblok

Kolejnym projektem, o którym warto wspomnieç, sà monobloki wykonane całkowicie ze stali DUPLEX (1.4462). Monobloki charakteryzowały si´ długoÊcià zabudowy 9 metrów i wykonane były z odpowiednio profilowanych i gi´tych rur, dopasowanych kształtem do równolegle realizowanego rurociàgu przesyłowego gazu DN250 ANSI900. Klientem była firma z Bliskiego Wschodu. Jeden z projektów, nad którym pracujemy obecnie, dotyczy monobloków izolacyjnych przeznaczonych do zabudowy równie˝ na instalacjach A/S Norske Shel lOr men Lan ge/Ny ham na na za chod nich wybrze˝ach Norwegii. Monobloki izolacyjne, które obecnie produkujemy, b´dà si´ cechowały takimi parametrami jak: ciÊnienie projektowe 223 bar; długoÊç zabudowy 8000 mm, gruboÊç Êcianki rur przyłàczeniowych 80 mm. Materiały, które wykorzystane zo sta ły do pro duk cji mo no blo ków to od kuw ki z ASTM A694 Gr. F65 do kapy zamykajàcej oraz API 5L X52 jako materiał rur. Monobloki, zostały zaprojektowane z uwzgl´dnieniem wysokich momentów skr´cajàcych (1755 KNm) oraz gnàcych (12061 kNm) Monobloki po wyprodukowaniu zostanà poddane bardzo restrykcyjnym testom w obecnoÊci Klienta – m.in. 4–godzinnej hydrostatycznej próbie ciÊnieniowej przy 350 bar, drugiej wodnej próbie hy dro sta tycz nej w 40 cy klach w za kre sie ci Ênieƒ 0–297 bar i 10–cio minutowej próbie ciÊnieniowej z wykorzystaniem azotu jako medium. Do zewn´trz ne go po kry cia mo no blo ków zo sta nie zastosowany system Hempadur, wewnàtrz monobloki b´dà zabezpieczone powłokà Vetco. Po wyprodukowaniu jednostkowa waga monobloku b´dzie wynosiła 30500 kg … to mniej wi´cej tyle, ile wynosi masa załadowanego „TIR–a” – Widz´, ˝e pracujecie Paƒstwo nad naprawd´ istotnymi projektami. Czy nie przera˝ajà Paƒstwa tak du˝e wyzwania? Witold Basiszyn: RzeczywiÊcie – odpowiedzialnoÊç jest ogromna. Majàc jednak do dyspozycji bardzo zgrany i doÊwiadczony zespół pracowników, dysponujàc z jednej strony najnowszà technologià, z drugiej zaÊ ogromnà wiedzà i pi´çdziesi´cioletnim doÊwiadczeniem wierz´, ˝e jesteÊmy w stanie podołaç ka˝demu wyzwaniu. – Czego oczywiÊcie Paƒstwu ˝ycz´. Dzi´kuj´ za rozmow´.

Marcin ˚upnik Wymieniany monoblok

32

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:55 AM

Page 33

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:55 AM

Page 34

G

raport

Ni˝sze koszty pozyskania gazu wzmocniły wyniki finansowe Grupy PGNiG w 2014 roku W 2014 roku Grupa Kapitałowa PGNiG osiàgn´ła ponad 2,8 mld zł zysku netto, czyli o 47% wi´cej ni˝ w 2013 roku. To efekt ni˝szych kosztów pozyskania gazu oraz silnych operacyjnie wyników segmentu Dystrybucja. GK PGNiG zanotowała tak˝e 7% zwi´kszenie przychodów ze sprzeda˝y do ponad 34 mld zł w 2014 roku wobec 32 mld zł w 2013 r. Na ten wzrost wpływ miały przede wszystkim wy˝sze o 9%, czyli o 2,16 mld zł, przychody ze sprzeda˝y gazu. Na poziomie działalnoÊci operacyjnej Grupa odnotowała wzrost wyniku EBITDA o 13% do 6,3 mld zł wobec 5,6 mld zł w analogicznym okresie ubiegłego roku. Roczne wydobycie ropy naftowej i kondensatu przekroczyło prognoz´ o blisko 30 tys. ton si´gajàc 1,21 mln ton. Grupa zrealizowała tak˝e roczny plan wydobycia gazu ziemnego na poziomie 4,5 mld m szeÊc. i przewiduje utrzymanie tego poziomu w roku 2015.

Seg ment Po szu ki wa nie i Wy do by cie – do bre wy ni ki ope ra cyj ne Przychody segmentu Poszukiwanie i Wydobycie w 2014 zmniejszyły si´ o 2% do 6,1 mld zł w porównaniu do 2013 r. Natomiast zysk EBITDA obni˝ył si´ o 7% do 3,14 mld zł w 2014 r. Na wyniki wpływ miały jednorazowe zdarzenia tj. odpisy w wysokoÊci 707 mln

zł oraz spisane odwierty negatywne oraz sejsmika w wysokoÊci 330 mln zł, a tak˝e obni˝ajàce si´ od wrzeÊnia ub. r. ceny sprzeda˝y ropy naftowej.

Ni˝sze koszty zakupu gazu dzi´ki elastycznoÊci formuł cenowych w kontraktach importowych Na wynik segmentu Obrót i Magazynowanie w 2014 r. wpływ miały przede wszystkim ni˝sze koszty pozyskania gazu i struktura sprzeda˝y (obligo gazowe) gazu, dzi´ki którym przychody ze sprzeda˝y głównego produktu Grupy wzrosły o 2,2 mld zł do 26,7 mld zł w porównaniu do roku ubiegłego. Całkowite przychody segmentu Obrót i Magazynowanie wzrosły o 12% do 28,8 mld zł. Mar˝a na sprzeda˝y gazu wyniosła 4% w czwartym kwartale 2014 r. oraz 3% w całym 2014 r. wobec –2% w ciàgu 2013 r. Sprzeda˝ gazu wzrosła o 13,5% do 18,5 mld m szeÊc. w 2014 r. w porównaniu do 16,3 mld m szeÊc. w 2013 r. W podziale na poszczególne grupy odbiorców sprzeda˝ Wyniki Grupy PGNiG w IV kwartale 2014 roku (mld zł)

Wyniki Grupy PGNiG w 2014 roku (mld zł)

Przychody ze sprzeda˝y Koszty operacyjne (bez amor tyzacji) EBITDA EBIT Wynik netto

34

2013

2014 Zmiana

32,0 (26,4) 5,6 3,1 1,9

34,3 (28,0) 6,3 3,8 2,8

7% 6% 13% 22% 47%

Przychody ze sprzeda˝y Koszty operacyjne (bez amor tyzacji) EBITDA EBIT Wynik netto

IV kw 2013

IV kw 2014

Zmiana

9,1 (8,3) 0,8 0,1 (0,2)

11,5 (10,1) 1,4 0,8 0,7

26% 22% 69% x8 –

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:55 AM

Page 35

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:55 AM

Page 36

G

raport Sprzeda˝ ciepła wyniosła 36,6 PJ w 2014 r., natomiast sprzeda˝ energii elektrycznej spadła o 6% do 3,56 TWh.

Re kor do we za tło cze nie ma ga zy nów Zapas gazu wysokometanowego w podziemnych magazynach gazu na koniec 2014 r. osiàgnàł poziom ok. 2,1 mld m szeÊc. podobnie jak w grudniu 2013 r.

Istot ne wy da rze nia w GK PGNiG w 2014 r. gazu wzrosła na TGE oraz do klientów PGNiG Sales & Trading. Natomiast zauwa˝alny spadek sprzeda˝y wystàpił u pozostałych grup odbiorców w tym najwi´kszy w grupie rafinerii oraz zakładów azotowych o odpowiednio 0,25 i 0,4 mld m szeÊc. w porównaniu do 2013 r. przypuszczalnie ze wzgl´du na atrakcyjne ceny na TGE i rynkach Europy Zachodniej. Od 01.08.2014r. sprzeda˝ gazu do ok. 6,7 mln dotychczasowych klientów PGNiG prowadzi spółka PGNiG Obrót Detaliczny, którà do koƒca 2014 r. obowiàzywała przej´ta od PGNiG SA taryfa na paliwo gazowe. W okresie styczeƒ – grudzieƒ 2014 r. PGNiG odsprzedała 3,2 mld m szeÊc. gazu.

Do bry ope ra cyj ny wy nik seg men tu Dys try bu cja Przychody Segmentu Dystrybucja utrzymały si´ w 2014 r. na podobnym poziomie ok. 4,3 mld zł jak w 2013 r., pomimo 5–procentowego spadku wolumenów dystrybuowanego gazu, spowodowanego wy˝szà o prawie 1 stopieƒ C Êredniorocznà temperaturà powietrza. Wynik EBITDA wzrósł o 25% do 2 mld zł w 2014 r. w porównaniu do 1,6 mld zł w 2013 r. W 2013 r. zyski segmentu były obcià˝one istotnymi zdarzeniami jednorazowymi, w tym zwi´kszeniem rezerw aktuarialnych na minus 141 mln zł oraz wy˝szymi kosztami bilansowania systemu.

W ubiegłym roku podpisane zostało porozumienie ze spółkà Qatargas oraz rozpocz´te renegocjacje Kontraktu Jamalskiego. Efekt negocjacji mo˝e mieç du˝y wpływ na przyszłà pozycj´ rynkowà Spółki. Po kilkumiesi´cznych negocjacjach PGNiG nabyło kolejne zło˝a w´glowodorów w Norwegii, co wzmocniło pozycj´ Spółki w upstreamie mi´dzynarodowym i pozwoliło na korzystnà optymalizacj´ podatkowà w spółce PGNiG Upstream International. Pod koniec roku przyj´ta została Strategia Grupy PGNiG na lata 2014–2022, która stawia przed spółkami Grupy ambitne zadania majàce na celu stworzenie podstaw dalszego rozwoju. Jej głównymi filarami sà cztery kluczowe obszary aktywnoÊci: utrzymanie wartoÊci w obrocie detalicznym i hurtowym, maksymalizacja przepływów z obszaru infrastruktury i wytwarzania, wzmocnienie i transformacja obszaru upstream, zbudowanie fundamentów wzrostu w całym łaƒcuchu wartoÊci Grupy PGNiG. Dokonana została tak˝e kolejna integracja Grupy Kapitałowej PGNiG. Zawarto umowy o współpracy pomi´dzy PGNiG SA, a spółkami Grupy oraz wdro˝ono regulacje zarzàdcze dla poszczególnych obszarów działalnoÊci Grupy PGNiG. Spółki przystàpiły te˝ do podatkowej grupy kapitałowej oraz zostały zintegrowane w ramach narz´dzi zarzàdzania skarbem. Marek Figiel Fot. PGNiG èródło: Spółka.

Ni˝ szy wy nik seg men tu Wy twa rza nie z po wo du wa run ków at mos fe rycz nych W 2014 r. przychody ze sprzeda˝y segmentu Wytwarzanie obni˝yły si´ o 6% do 1,9 mld zł w porównaniu do 2013 r. Wpływ na to miał m.in. spadek przychodów ze sprzeda˝y energii elektrycznej o 13% do 800 mln zł. Natomiast przychody ze sprzeda˝y ciepła pozostały na stabilnym poziomie 1,1 mld zł, w efekcie wy˝szej taryfy na ciepło i ni˝szego o 9% wolumenu b´dàcego skutkiem łagodnej zimy.

36

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:55 AM

Page 37

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:55 AM

Page 38

G

raport

GK zamierza zainwestowaç ok. 4,3 mld zł w 2015 r. Grupa Kapitałowa PGNiG zamierza zainwestowaç ok. 4,3 mld zł w 2015 roku, głównie w poszukiwania i wydobycie gazu ziemnego i ropy naftowej oraz rozwój i modernizacj´ sieci gazowniczej. Kwota ta nie obejmuje uj´tych m.in. w Strategii na lata 2014–2022 planowanych akwizycji.

I

nwestycje w poszukiwania i wydobycie surowców w kraju i za granicà wyniosà 1,9 mld zł z czego najwi´ksza cz´Êç, 0,8 mld zł, zostanie przeznaczona na wiercenia badawcze, rozpoznawcze, poszukiwawcze i eksploatacyjne. Obejmà one mi´dzy innymi odwiercenie w Polsce 38 otworów w tym 15 eksploatacyjnych. Blisko 0,6 mld zł to nakłady spółek zale˝nych, w tym 0,4 mld zł to inwestycje PGNiG Upstream International głównie w zagospodarowanie zło˝a Gina Krog oraz 0,1 mld zł to inwestycje Exalo Drilling zwiàzane z modernizacjà i odtworzeniem majàtku produkcyjnego. GK PGNiG kontynuuje kluczowe inwestycje zwiàzane z rozbudowà podziemnych magazynów gazu, ze szczególnym uwzgl´dnieniem magazynu kawernowego w Mogilnie, a tak˝e budowà cz´Êci napowierzchniowej w Kawernowym Podziemnym Magazynie Gazu (KPMG) Kosakowo. Na ten cel przeznaczonych zostanie 0,5 mld zł. Na koniec 2015 r. planowana łàczna pojemnoÊç wszystkich magazynów w Polsce to 3,16 mld m3.

Około 1,3 mld zł zostanie zainwestowane w rozbudow´ i modernizacj´ sieci gazowniczej. Blisko połowa t e j s u m y, o k . 6 0 0 m l n z ł b´dzie przeznaczona na inwestycje zwiàzane z rozbudowà i przyłàczaniem do sieci dystrybucyjnej. W segmencie Wytwarzanie kluczowe inwestycje obejmà modernizacje elektrociepłowni, na które zaplanowano nakłady w wysokoÊci blisko 0,4 mld zł. Istotnà cz´Êcià tych wydatków b´dà Êrodki zwiàzane z ochronà Êrodowiska, na które planuje si´ przeznaczyç około 0,1 mld zł. Ponadto PGNiG szacuje, ˝e przychody Grupy powinny wynieÊç ok. 41 mld zł w 2015 roku, a wynik EBITDA powinien wynieÊç blisko 5,8 mld zł. Sprzeda˝ gazu ziemnego w Polsce i zagranicà szacowana jest na pozio-

38

mie ok. 22,8 mld m szeÊc. Krajowe i zagraniczne wydobycie ropy naftowej i kondensatu wzroÊnie do ok. 1,27 mln ton (w 2014 r. – ok. 1,21 mln ton), a wydobycie gazu wyniesie ok. 4,5 mld m szeÊc. Prognoza wpisuje si´ w Strategi´ Grupy PGNiG na lata 2014–2022 ogłoszonà w grudniu ub. r. Niezmienne pozostajà wyzwania stojàce przed Spółkà. Do najistotniejszych na 2015 rok nale˝y zaliczyç du˝à zmiennoÊç globalnych cen w´glowodorów oraz kursów walut, które zwi´kszajà niepewnoÊç co do przychodów ze sprzeda˝y i przyszłej wartoÊci ksi´gowej majàtku wydobywczego. Kolejne wa˝ne wyzwanie stanowi deregulacja rynku gazu w Polsce i zwiàzana z nià dywersyfikacja dostaw przez najwi´kszych klientów PGNiG. Czynniki te mogà powodowaç koniecznoÊç eksportu nadwy˝ek gazu oraz sprzeda˝y gazu po cenach nieuwzgl´dniajàcych faktycznego kosztu jego pozyskania w kontraktach długoterminowych, w tym rozliczeƒ z Qatargas. Marek Nowacki Fot. PGNiG. èródło: Spółka

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:55 AM

Page 39

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:55 AM

Page 40

G

raport

PGNiG przygotowuje si´ do modernizacji sieci gazowej Przygotowane z odpowiednim wyprzedzeniem inwestycje w sieç gazowà pozwolà uniknàç nale˝àcej do PGNiG Polskiej Spółce Gazownictwa problemów w przyszłoÊci. By zdobyç Êrodki na sfinansowanie drogiej modernizacji, zwłaszcza w obliczu rosnàcej konkurencji na rynku gazu, potrzebna jest jednak restrukturyzacja spółki.

– Według opinii tych, którzy odpowiadajà za nadzór nad infrastrukturà dystrybucyjnà do odbiorcy koƒcowego, wymaga ona nakładów – tłumaczy Filip El˝anowski, radca prawny, ekspert ds. energetyki w kancelarii El˝anowski Cherka & Wàsowski. – Zarzàd PGNiG zdaje sobie spraw´ z tego, jakie inwestycje sà przed nim, wi´c robi wszystko, ˝eby spółk´ do tego przygotowaç. Potrzebne sà Êrodki, ˝eby te inwestycje w najwa˝niejszych sektorach ponieÊç. W ramach przygotowaƒ do inwestycji w sieç dystrybucji gazu PSG szykuje du˝à restrukturyzacj´ wewn´trznà. Ma ona objàç m.in. lepsze dostosowanie systemu pracy, optymalizacj´ jednostek terenowych oraz dokoƒczenie konsoFot. Agencja Newseria lidacji spółki po połàczeniu szeÊciu regionalnych spółek gazownictwa. Ci´cie kosztów jest istotne, bo spółka stoi przed du˝ym wyzwaniem inwestycyjnym. Ponad połowa spoÊród 173 tys. km zarzàdzanych przez PSG gazociàgów ma ponad 20 lat. Tylko w tym roku na segment dystrybucji spółka przeznaczy 30 proc., czyli ok. 1,6 mld zł, planowanych nakładów inwestycyjnych PGNiG w wysokoÊci 5,3 mld zł. – Cały proces, o którym mówi spółka, zwiàzany z restrukturyzacjà, wszystkie rozmowy, które si´ toczà, zmierzajà właÊnie w tym kierunku, ˝eby nie zostaç zaskoczonym tym, ˝e mamy w danych latach do wykonania okreÊlone inwestycje długoterminowe. Trzeba pozyskaç finansowanie i zrealizowaç konkretne projekty, a kasa spółki choç mo˝e nie Êwieci pustkami, to sà w niej pieniàdze przeznaczone na inne cele – tłumaczy El˝anowski. Jak podkreÊla, problemem nie jest samo pozyskanie Êrodków finansowych, ale takie zaplanowanie inwestycji, by zostały one wydane w optymalnym czasie i w najlepszy sposób. Jak zauwa˝a El˝anowski, m.in. dzi´ki temu modernizacja sieci dystrybucyjnej mo˝e si´ równie˝ przyczy-

40

niç do zwi´kszania przychodów spółki. Ju˝ teraz dystrybucja jest drugim co do wielkoÊci segmentem PGNiG pod wzgl´dem przychodów. W 2014 r. spółka uzyskała z tej działalnoÊci ponad 2 mld zł, co stanowiło 31 proc. całoÊci przychodów. Wyniki te sà pod du˝à presjà w wyniku liberalizacji rynku gazu i rosnàcej konkurencji. – Rynek gazu zmienia si´ bardzo dynamicznie, zmieniajà si´ strumienie przychodów w PGNiG. JednoczeÊnie spółka jest zobowiàzana do wielu inwestycji, czy to w wydobycie, czy to w dystrybucj´, wi´c musi mieç odpowiednià iloÊç pieni´dzy na zrealizowanie tych potrzeb – mówi ekspert ds. energetyki. Dlatego, jak podkreÊla ekspert, restrukturyzacje PGNiG i spółki córki PSG nale˝y rozumieç jako proces zmian w dwóch obszarach. Z jednej strony spółka musi dostosowaç si´ do otoczenia rynkowego poprzez optymalizacj´ zatrudnienia i procesów oraz redukcj´ kosztów, a z drugiej – cały czas inwestowaç w infrastruktur´. – Infrastruktura ma dwa aspekty. Pierwszy to walor bezpieczeƒstwa, czyli nie mo˝emy przekroczyç progów, kiedy pojawi si´ zagro˝enie dla bezpieczeƒstwa odbiorcy koƒcowego. A drugi to wymiar ekonomiczny. Spółka musi byç przygotowaFot. PGNiG na na poniesienie kosztów. Restrukturyzacja i organizacja majà doprowadziç do tego, ˝e spółka b´dzie gotowa na to, by w najbardziej optymalnym momencie dokonaç tych wydatków – podkreÊla El˝anowski. Marek Figiel èródło: Agencja Newseria

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:55 AM

Page 41

G

raport

JesteÊmy obecni w gazownictwie ziemnym Rozmowa z Hannà Wieczorek, Wiceprezesem Zarzàdu TRACTEBEL ENGINEERING S.A. czowych gazociàgów tranzytowych w Polsce. – Jakie to sà gazociàgi? PrzygotowaliÊmy lub jesteÊmy w trakcie realizacji projektów gazociàgów wysokopr´˝nych o Êrednicach 100, 500, 700 i 1000 mm, przy czym tych ostatnich, najtrudniejszych, ale te˝ najciekawszych z in˝ynierskiego punktu widzenia, jest najwi´cej. – Jaka jest orientacyjna długoÊç projektowanych przez Paƒstwa gazociàgów? Obecnie realizujemy projekty gazociàgów o długoÊci ok. 400 km, przy czym wi´kszoÊç projektów wykonywana jest w ramach tzw. Specustawy gazowej. – Kto jest głównym Klientem Firmy? W tematach „gazowych” głównym klientem jest najwi´kszy obecny inwestor, czyli GAZ–SYSTEM, choç nie tylko, bo właÊnie podpisaliÊmy umow´ z Polskim LNG S.A. na opracowanie wielowariantowego studium wykonalnoÊci w zakresie rozbudowy terminalu LNG w ÂwinoujÊciu. W innych tematach naszymi klientami sà firmy energetyczne, spółki wodno–Êciekowe, samorzàdy oraz przemysł. – Jakie sà Paƒstwa doÊwiadczenia i mo˝liwoÊci działania w sektorze gazownictwa ziemnego? Ogromne. Stoi za nami Êwiatowe doÊwiadczenie Grupy Gaz de France SUEZ, co w połàczeniu z wysokokwalifikowanym personelem naszej firmy w Polsce i znajomoÊcià polskich realiów daje potencjał pozwalajàcy podejmowaç najwi´ksze wyzwania. Dzi´kuj´ za rozmow´.

R E K L A M A

– Pani Prezes, TRACTEBEL ENGINEERING jest obecny w Polsce od wielu lat. W wyniku jakich procesów powstała firma i jaki jest jej obecny kształt? Działamy na rynku polskim od 23 lat i przez wi´kszoÊç czasu znani byliÊmy jako CITEC S.A. W wyniku decyzji właÊcicieli (Tractebel Engineering Bruksela) w maju 2009 roku przyj´liÊmy, podobnie jak inne spółki z grupy, nazw´ Tractebel Engineering S.A. Poczàtki działalnoÊci firmy w Polsce zwiàzane były z usługami in˝ynieryjnymi i doradczymi w sektorze ochrony Êrodowiska, w tym głównie gospodarki wodno–Êciekowej i odpadowej oraz planowania przestrzennego i GIS. Póêniej, korzystajàc z doÊwiadczenia naszej grupy, rozwin´liÊmy działalnoÊç w zakresie energetyki. Od kilku lat jesteÊmy aktywni równie˝ w sektorze gazowym. – Dla jakich faz realizacji inwestycji oferujecie Paƒstwo swoje usługi? Wspomagamy Inwestorów od fazy pomysłu do oddania inwestycji do u˝ytku. W zakres naszych prac wchodzà biznes plany i studia wykonalnoÊci, koncepcje techniczne, projekty budowlane i wykonawcze wraz z uzyskaniem decyzji Êrodowiskowej i lokalizacyjnej oraz pozwolenia na budow´. Przygotowujemy dokumenty przetargowe, prowadzimy inwestycje jako inwestor zast´pczy lub In˝ynier Kontraktu, doradzamy w zakresie procedur zwiàzanych z dotacjami oraz rozliczamy Êrodki unijne. – Jakie prace projektowe realizujecie Paƒstwo w sektorze gazowym? W ostatnich trzech latach nasza aktywnoÊç skierowana została na opracowywanie studiów wykonalnoÊci oraz projektów budowlanych i wykonawczych, wraz z uzyskaniem wszystkich decyzji, w tym pozwolenia na budow´ dla klu-

2/2015

41

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:55 AM

Page 42

G

raport

Opóênienie w oddaniu gazoportu nie uderzy w PGNiG. Porozumienie z Qatargasem chroni spółk´ Dotychczasowe opóênienia w oddaniu do u˝ytku gazoportu w ÂwinoujÊciu nie zaszkodzà finansowo PGNiG. Polska spółka zawarła ju˝ w grudniu korzystne porozumienie z katarskim dostawcà gazu, zgodnie z którym nie b´dzie musiała płaciç za nieodebrany w tym roku gaz.

T

eraz najwa˝niejsze jest to, by gazoport udało si´ uruchomiç w tym roku, bo ewentualne kolejne negocjacje z Qatargasem mogà byç trudniejsze.

– Brak tego porozumienia stanowiłby istotne ryzyko dla PGNiG. Poniewa˝ spółka porozumiała si´ z Qatargasem w zakresie opóênienia odbioru gazu zakontraktowanego w Katarze, to dziÊ, zgodnie z komunikatami spółki i z istotà tego porozumienia, ryzyko bezpoÊrednich konsekwencji finansowych dla PGNiG nie wyst´puje – podkreÊla Filip El˝anowski, radca prawny, ekspert ds. energetyki z Kancelarii El˝anowski Cherka & Wàsowski. Terminal na skroplony gaz ziemny (LNG) w ÂwinoujÊciu miał byç gotowy ju˝ w połowie 2014 r., ale w wyniku opóênieƒ w realizacji inwestycji wcià˝ nie jest ukoƒczony. Ma zostaç uruchomiony w tym roku. B´dzie mógł przyjmowaç rocznie 5 mld m3 transportowanego statkami LNG. Opóênienie mogło jednak spowodowaç konsekwencje finansowe dla odbiorcy gazu z Kataru, czyli PGNiG. Spółka od poczàtku 2015 r., zgodnie z pierwotnym kontraktem, miała odbieraç gaz w formule take or pay. Oznacza to, ˝e niezale˝nie od tego, czy dostawa faktycznie nastàpi, polska spółka miała za paliwo płaciç. Dzi´ki zawartemu w grudniu porozumieniu unikni´to jednak tych konsekwencji. Qatargas zgodnie z tym porozumieniem nie obcià˝y PGNiG kosztami za nieodebrany gaz. Katarska spółka sprzeda LNG na innych rynkach, a PGNiG zapłaci jedynie ewentualnà ró˝nic´ pomi´dzy uzyskanà przez Qatargas cenà a kwotà, którà miał płaciç polski koncern zgodnie z umowà z 2009 r. – Ryzyko kar dla PGNiG za nieodebranie zakontraktowanych iloÊci gazu – bo Qatargas nie interesuje to, gdzie gaz ma dopłynàç, tylko kto go ma odebraç – jest zminimalizowane dzi´ki zawarciu tego porozumienia – podkreÊla El˝anowski. PodkreÊla, ˝e władze spółki skutecznie zabezpieczyły si´ w ten sposób przed ryzykiem zwiàzanym z opóênionym oddaniem gazoportu. Negocjacje dotyczàce zmiany kontraktu rozpocz´to, gdy tylko pojawiły si´ sygnały o mo˝liwym opóênieniu. El˝anowski zwraca uwag´ na to, ˝e drugie z analizowanych rozwiàzaƒ, czyli odbiór gazu w innym terminalu i transportowanie go do Polski, byłoby znacznie bardziej kosztowne dla PGNiG. Zaznacza jednak, ˝e teraz za wszelkà cen´ nale˝y uniknàç kolejnych opóênieƒ podczas budowy terminalu LNG. Te jednak sà mało prawdopodobne, bo inwestycja jest ju˝ zaawansowana w znacznie ponad 95 proc. Gdyby jednak wystàpiły, PGNiG mo˝e znaleêç si´ w trudnej sytuacji. – OczywiÊcie gdybyÊmy mieli do czynienia z czarnym scenariuszem, ˝e ta inwestycja b´dzie jeszcze przesuwana, to wtedy pewnie byłoby trzeba znów zasiàÊç do rozmów. Siadanie do rozmów z partnerem, z którym si´ ju˝ raz dogadało i przesun´ło si´ termin, jest zawsze trudniejsze – zaznacza El˝anowski. Uspokaja jednak, ˝e w tej chwili ryzyko kolejnych opóênieƒ jest niewielkie. – Akcjonariusze spółki nie powinni si´ ju˝ obawiaç negatywnych konsekwencji, ale powinni trzymaç kciuki za terminal – mówi El˝anowski. Marek Figiel Fot. Polskie LNG èródło: Agencja Newseria

42

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:55 AM

Page 43

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:56 AM

Page 44

G

raport

W´gry kupià rosyjski gaz bardzo tanio. Budapeszt szkodzi unii energetycznej, ale wzmacnia pozycj´ negocjacyjnà PGNiG W´gry zawarły korzystny kontrakt na zakup gazu z Rosji, tym samym wyłamały si´ ze wspólnej unijnej polityki wobec tego kraju. W zamian za tani gaz i 12 mld euro kredytu na budow´ elektrowni atomowej Budapeszt jest or´downikiem złagodzenia unijnych sankcji wobec Moskwy.

C

hoç taka polityka szkodzi UE i unii energetycznej, jest te˝ szansa na to, ˝e Polska odniesie korzyÊci. To jest ewidentnie transakcja wiàzana. Z jednej strony W´grzy budujà elektrowni´ atomowà w oparciu o technologi´ rosyjskà oraz kapitał rosyjski, czyli kredyt w wysokoÊci 12 mld euro, a z drugiej strony otrzymujà znaczàcà obni˝k´ cen gazu w sumie do poziomu 260 dol. za tysiàc metrów szeÊciennych. To jest faktycznie bardzo korzystna cena – mówi Mikołaj Budzanowski, były minister skarbu paƒstwa, obecnie członek zarzàdu Boryszew SA W zamian za to głoÊno wypowiadajà si´ przeciwko sankcjom nakładanym na Federacj´ Rosyjskà.

Fot. Agencja Newseria

Mikołaj Budzanowski b. Minister Skarbu Paƒstwa Członek Zarzàdu Boryszew S.A.

W´gry ju˝ niemal rok temu otrzymały kredyt z rzàdowego banku rozwoju WEB. 12 mld euro b´dzie dost´pne do 2025 r. Ârodki posłu˝à do sfinansowania budowy dwóch nowych bloków energetycznych o mocy 11,2 GW w w´gierskiej elektrowni atomowej w Paks. Inwestycj´ zrealizuje firma Rosatom. W ubiegłym tygodniu premier Viktor Orbán wst´pnie porozumiał si´ z Władimirem Putinem w sprawie obni˝ki ceny za gaz ku piony przez Fot. PGNiG W´gry z Rosji, a tak˝e rezygnacji z zasady bierz lub płaç, czyli obowiàzku zapłaty za gaz niezale˝nie od jego wykorzystania. Szef rzàdu w Budapeszcie

44

zwrócił tak˝e uwag´ na to, ˝e unijne sankcje nakładane na Rosj´ w zwiàzku ze wspieraniem przez Moskw´ separatystów na wchodzie Ukrainy sà niepotrzebne. – Podpisanie porozumienia mi´dzy W´grami a Federacjà Rosyjskà dotyczàce dostaw gazu jest niepokojàce i nie jest to zjawisko, które b´dzie pomagało w forsowaniu projektu unii energetycznej. Raczej mamy do czynienia z przykładem próby rozbicia całej koncepcji i próby korupcji politycznej zwiàzanej z transakcjà wiàzanà – podkreÊla Budzanowski. – Stàd ostre i chłodne stanowisko premiera polskiego rzàdu, które jest adekwatne do zaistniałej sytuacji. Były minister skarbu paƒstwa liczy na interwencj´ Komisji Europejskiej w sprawie w´gierskiej umowy o gaz. Bruksela wczeÊniej wspierała Polsk´ w walce z wysokimi cenami dyktowanymi przez Gazprom, a tak˝e działała przeciwko nadu˝ywaniu monopolistycznej pozycji tej firmy w jej kontaktach z odbiorcami gazu w Europie ÂrodkowoWschodniej. – Nasze polskie doÊwiadczenie z interwencjà Komisji Europejskiej przy zakupach gazu jest bardzo pozytywne. Goràco popieram tego typu interwencje oraz nadzór Komisji Europejskiej nad trudnym procesem negocjacji kontraktów gazowych – mówi Budzanowski. Zauwa˝a jednak, ˝e choç wyłamywanie si´ W´gier z wspólnej unijnej polityki wobec Rosji jest zjawiskiem negatywnym, to mo˝e ono mieç pozytywne skutki dla Polski. Bardzo korzystny kontrakt gazowy pomi´dzy Budapesztem a Moskwà wzmacnia bowiem pozycj´ PGNiG w negocjacjach wieloletniej umowy z Gazpromem, które mogà zakoƒczyç si´ jeszcze w tym roku. – Je˝eli Rosjanie zaoferowali W´grom cen´ 260 dol. za tys. m. szeÊc., to dlaczego Polska ma płaciç znacznie wi´cej? Podzi´kujmy panu premierowi Orbanowi za ten prezent i ujawnienie ceny kontraktowej. To realny i wa˝ny dowód na to, ˝e cena mo˝e byç znacznie ni˝sza ni˝ ta, która dzisiaj jest oferowana w długoletnim kontrakcie dla Polski. Drugi bardzo wa˝ny element je˝eli strona w´gierska otrzymała zwolnienie z zasady bierz lub płaç, to jest to podstawa do tego, ˝eby domagaç si´ zniesienia tej klauzuli równie˝ w naszym kontrakcie gazowym – przekonuje Budzanowski. Marek Nowacki èródło: Agencja Newseria

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:56 AM

Page 45

G

raport

Gazowe zawory zwrotne

Bezpieczeƒstwo podczas pracy przy wysokich ciÊnieniach Gazowe zawory zwrotne zabezpieczajà instalacje, punkty poboru oraz rurociàgi przed niepo˝àdanymi i potencjalnie niebezpiecznymi mieszaninami gazowymi. Niemiecki producent, firma Witt–Gasetechnik, oferuje dwa modele z bie˝àcej serii 600H i 800–ES przystosowane do u˝ytku przy wysokich wartoÊciach ciÊnienia, gdzie maksymalne ciÊnienie robocze wynosi 300 bar.

M

odel 600H z mosi´˝nym korpusem znajduje zastosowanie w zakresie gazów palnych, tlenu i gazów niepalnych. Cechuje si´ szczególnie wydajnym mechanizmem, a reaguje przy ciÊnieniu otwarcia wynoszàcym ju˝ ok. 250 mbar. Maksymalne ciÊnienie robocze wynosi 40 bar. Kompaktowe wymiary i monta˝ niezale˝ny od poło˝enia umo˝liwiajà szerokà gam´ zastosowaƒ produktu. Dla modelu 600 temperatura otoczenia mo˝e wynosiç 70°C. Dost´pnych jest kilka rozmiarów przyłàczy z gwintem G. W przypadku modelu 600H–ES dost´pny jest równie˝ wariant ze stali nierdzewnej. Model 800–ES mo˝e wytrzymywaç ciÊnienie o wartoÊci nawet do 300 bar przy u˝yciu z gazami palnymi. Nawet w przypadku tlenu mo˝liwe jest zastosowanie ciÊnienia 240 bar. Gazowy zawór zwrotny ze stali nierdzewnej mo˝e byç u˝ywany przy du˝ej liczbie gazów technicznych, równie˝ korozyjnych. Montuje si´ go niezale˝nie od poło˝enia, a temperatura otoczenia w miejscu monta˝u mo˝e wynosiç a˝ do 150°C (maks. 60°C przy tlenie). Według firmy Witt spr´˝ynowy układ zaworów z uszczelkà elastomerowà zapewnia maksymalnà szczelnoÊç. Otwiera si´ ju˝ przy ciÊnieniu 2 bar. Kompaktowa budowa zaworu stanowi kolejnà jego zalet´ i umo˝liwia równie˝ bezproblemowy monta˝ w sytuacji ograniczonej przestrzeni: komponent ten ma mniej ni˝ 70 mm długoÊci, Êrednic´ wynoszàcà jedynie 18 mm i wa˝y 730 gram. Model 800–ES zawiera standardowy gwint NPT 1/4 cala.

Przed dostawà gazowe zawory zwrotne produkcji firmy Witt sà sprawdzane indywidualnie pod kàtem ich prawidłowego działania. Filtry zanieczyszczeƒ we wlocie zapewniajà długà ˝ywotnoÊç produktów. Standardowe obszary zastosowania gazowych zaworów zwrotnych obejmujà wszelkie instalacje, stacje kontroli ciÊnienia oraz rury do przesyłu gazów niepalnych: je˝eli wystàpi tam cofni´cie gazu, mogà tworzyç si´ mieszaniny zapalne, w najgorszym wypadku powodujàce eksplozj´. Gazowe zawory zwrotne zapobiegajà temu zjawisku poprzez hamowanie pełzania gazu lub nagłego przepływu gazu w niepo˝àdanym kierunku. WITT to godny zaufania partner w Êwiecie technologii gazowych. Od 70 lat nazwa WITT jest synonimem jakoÊci, bezpieczeƒstwa i usług zorientowanych na potrzeby klienta. JesteÊmy przedsi´biorstwem działajàcym na rynku globalnym, dostarczajàcym wysokiej jakoÊci rozwiàzania z zakresu technologii bezpieczeƒstwa gazowego i in˝ynierii procesowej w ponad 60 krajach. Zapraszamy do skorzystania z naszych mo˝liwoÊci i doÊwiadczeƒ. Wi´cej informacji mo˝na znaleêç na stronie internetowej www.wittgas.com Osoba kontaktowa w sprawie szczegółowych pytaƒ: Krzysztof Czerwiƒski , Dyrektor Spółki , Członek Zarzàdu

WITT Polska Sp. z o.o. ul. Legnicka 55/UA5, 54–203 Wrocław, Polska tel: +48 (0) 71 352 28 56, faks: +48 (0) 71 351 31 13 witt–[email protected] Fot. WITT Polska Sp. z o.o.

2/2015

45

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:56 AM

Page 46

G

raport

Polsko – słowacki interkonektor gazowy Prezes URE wydał decyzj´ w sprawie transgranicznej alokacji kosztów projektu połàczenia gazowego Polska – Słowacja.

G

łównym celem projektu jest budowa dwukierunkowego połàczenia gazowego pomi´dzy Polskà a Słowacjà, które umo˝liwi przepływ gazu ziemnego na poziomie 4,7 mld m³ rocznie w kierunku Polska – Słowacja i 5,7 mld m³ rocznie w kierunku Słowacja – Polska z mo˝liwoÊcià dalszej rozbudowy. Połàczenie gazowe b´dzie miało długoÊç 164 km i zakłada rozbudow´ systemu gazowego po stronie polskiej i słowackiej. W przypadku cz´Êci polskiej – poza samym 58–kilometrowym gazociàgiem łàczàcym obydwa systemy przesyłowe – obejmuje budow´ nowych sieci gazowych o długoÊci 47 km, rozbudow´ obecnie eksploatowanych gazociàgów o długoÊci 258 km oraz budow´ tłoczni gazu. Zakładany termin rozpocz´cia eksploatacji poszczególnych zadaƒ projektu to 2020 r. Celem połàczenia systemów przesyłowych gazu ziemnego Polski i Słowacji jest zapewnienie dywersyfikacji êródeł, tras oraz stabilnoÊci dostaw gazu dla obu krajów. Budowa połàczenia mi´dzy tymi dwoma systemami umo˝liwi przesyłanie gazu ziemnego z nowych êródeł. Zasadnicze cele projektu obejmujà zwi´kszenie bezpieczeƒstwa dostaw poprzez dywersyfikacj´ êródeł zaopatrzenia, dostawców i tras dostaw, zwi´kszenie poziomu konkurencji, usprawnienie wewn´trznego rynku gazu, w tym wzrost integracji rynków, mo˝liwoÊç sprzeda˝y nadwy˝ek gazu, w tym LNG i pochodzàcego z niekonwencjonalnych êródeł gazu oraz dost´p do dodatkowej infrastruktury magazynowania gazu. Projekt zwi´kszy zintegrowanie wewn´trznych i regionalnych rynków gazu w regionie Ârodkowej i Południowo–Wschodniej Europy, a tak˝e zapewni ogólnà elastycznoÊç dla całego regionu tworzàc dynamiczny

i dobrze funkcjonujàcy rynek wewn´trzny oraz promujàc konkurencyjnoÊç w zakresie potrzeb rynkowych w obu sieciach. Po stronie polskiej podmiotem odpowiedzialnym za realizacj´ zadaƒ obj´tych wnioskiem inwestycyjnym – zło˝onym do Prezesa URE jest Gaz-System. Dwukierunkowe połàczenie systemowe pomi´dzy Polskà a Słowacjà jest cz´Êcià Korytarza Gazowego Północ-Południe, zainicjowanego przez Grup´ Wyszehradzkà. Jego rolà jest zwi´kszenie bezpieczeƒstwa dostaw paliwa gazowego w całym regionie Europy Ârodkowo-Wschodniej i Południowo-Wschodniej. Zakłada si´, ˝e projekt, który otrzymał od Komisji Europejskiej status Projektu Wspólnego Zainteresowania, szczególnie w przypadku Polski wpłynie na popraw´ bezpieczeƒstwa dostaw gazu oraz integracj´ rynków poprzez dywersyfikacj´ dróg zaopatrzenia w paliwo gazowe. Trasa b´dzie rozpoczynała si´ na terytorium Polski w istniejàcym w´êle Strachocina, a nast´pnie b´dzie przebiegała przez obszar powiatu sanockiego w województwie Podkarpackim przechodzàc przez trzy gminy miejskie: Sanok, Bukowsko i Komaƒcza. Granic´ polsko-słowackà przekroczy w okolicy Przeł´czy Łupkowskiej. Prezes URE zaakceptował sposób transgranicznej alokacji kosztów ponoszonych przez Gaz-System S.A. w zwiàzku z realizacjà projektu połàczenia gazowego, majàc na uwadze ograniczenie ryzyka inwestycyjnego dotyczàcego budowy połàczenia po obydwu stronach granicy. Symetryczna decyzja, uzgodniona z Prezesem URE, została równie˝ wydana przez Regulatora Republiki Słowackiej w odniesieniu do słowackiego operatora systemu przesyłowego gazowego – Eustream a. s. Projekt zakłada równie˝ pozyskanie cz´Êci kwoty niezb´dnej na realizacj´ przez Gaz-System wskazanego projektu przychodami pozyskanymi ze Êrodków UE z funduszu Connecting Europe Facility. Wydanie decyzji w sprawie wniosku inwestycyjnego warunkuje ubieganie si´ przez operatorów o wsparcie finansowe z tego êródła, co zgodnie z zało˝eniami ma ograniczyç skutki taryfowe planowanego połàczenia przenoszone na u˝ytkowników sieci. Marcin Kowalski Fot. Gaz-System èródło: URE

46

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:56 AM

Page 47

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:56 AM

Page 48

G

raport

Dynamiczny wzrost liczby zmian sprzedawców gazu Do koƒca III kw. 2014 r. odnotowano 2 011 zmian sprzedawcy gazu, podczas gdy do koƒca ub. roku było ich tylko 429. Wysoka dynamika zmian sprzedawcy jest miarodajnym czynnikiem rozwoju konkurencyjnego rynku gazu.

S

ystematyczne monitorowanie stopnia rzeczywistego korzystania z prawa wyboru sprzedawcy zostało podj´te z uwagi na stopniowo post´pujàcà liberalizacj´ rynku gazu. Zgodnie z obowiàzujàcà zasadà TPA (Third Party Access), uregulowanà w art. 4 ust. 2 ustawy – Prawo energetyczne, odbiorcy koƒcowi mogà indywidualnie korzystaç z sieci lokalnego dostawcy w celu dostarczenia gazu lub energii kupionej u dowolnego sprzedawcy. Na swobod´ wyboru sprzedawcy wpływa kilka istotnych czynników, m. in.: stopieƒ ÊwiadomoÊci klientów i ich motywacja do zmiany sprzedawcy, a tak˝e łatwoÊç dokonania zmiany czy liczba konkurencyjnych ofert dost´pnych na rynku. Liczba zmian sprzedawcy stanowi wiarygodny miernik rozwoju konkurencyjnego rynku gazu, w zwiàzku tym Prezes URE cyklicznie przeprowadza ocen´ rzeczywistego korzystania z prawa wyboru sprzedawcy wÊród odbiorców uprawnionych. Analiza danych zebranych na podstawie wypełnionych przez OSP (OGP GAZ–SYSTEM S.A.) oraz przez szeÊç Oddziałów Polskiej Spółki Gazownictwa Sp. z o.o. ankiet kwartalnych wskazuje na ponad 6–krotny wzrost liczby zmian sprzedawcy gazu w III kw. 2014 r. w porównaniu do kwartału poprzedniego. W zdecydowanej wi´kszoÊci przypadków wzrost ten odnotowano w segmencie odbiorców z grup taryfowych W1–4, czyli głównie wÊród gospodarstw domowych. Taki stan rzeczy mo˝e byç spowodowany m.in. prowadzeniem intensywnych w ostatnim czasie telewizyjnych kampanii reklamowych niektórych sprzedawców, skierowanych do odbiorców w gospodarstwach domowych.

W 2011 r. odnotowano jedynie kilka przypadków zmiany sprzedawcy, w 2012 r. ich liczba zwi´kszyła si´ do 210, w 2013 r. do 429, natomiast od poczàtku prowadzenia monitoringu do koƒca III kw. 2014 r. odnotowano 2 011 zmian sprzedawcy gazu. Poni˝szy wykres pokazuje dynamik´ zmian sprzedawcy (wg liczby przełàczeƒ) wg stanu na koniec 2011, 2012, 2013 oraz III kw. 2014 r.:

Poni˝sza tabela przedstawia wzrost liczby podmiotów z wa˝nymi Umowami Ramowymi zawartymi z OSP i OSD, w ostatnich czterech kwartałach.

Marek Figiel Fot. PGNiG èródło: URE

48

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:56 AM

Page 49

G

raport

Całkowity wolumen wszystkich transakcji zawartych w pierwszym kwartale br. na rynku gazu wyniósł 35,45 TWh

S

tanowi to 34–krotny wzrost proc r/r, z czego na rynku spot – 2 817 946 MWh, natomiast na rynku terminowym – 32 632 058 MWh. Obrót gazem ziemnym na RDNg wyniósł w pierwszym kwartale 2015 r. 1 879 676 MWh. W porównaniu do analogicznego okresu w roku ubiegłym obroty gazem na RDNg wzrosły 21–krotnie. Kwartalny kurs, liczony jako Êrednia wa˝ona wolumenem ze wszystkich transakcji zawartych na Rynku Dnia Nast´pnego gazu, wyniósł 98,97 PLN/MWh. W marcu br. wolumen obrotów na RDNg wyniósł 778 460 MWh, wzrastajàc o 42,44 proc. m/m (w lutym br. 546 528 MWh). Miesi´czny kurs, liczony jako Êrednia wa˝ona wolumenem ze wszystkich transakcji zawartych na Rynku Dnia Nast´pnego gazu w marcu wyniósł 96,06 PLN/MWh (spadek m/m o 6,24 PLN/MWh). Obrót kwartalny na uruchomionym ponad pół roku temu Rynku Dnia Bie˝àcego gazu wyniósł 938 270 MWh. W marcu br. wolumen obrotów na RDBg wyniósł 255 786 MWh, spadajàc o 4,33 proc. m/m (w lutym br. 267 367 MWh). Miesi´czny kurs, liczony jako Êrednia wa˝ona wolumenem ze wszystkich transakcji zawartych na Rynku Dnia Bie˝àcego gazu, w marcu wyniósł 91,41 PLN/MWh (spadek m/m

2/2015

o 10,10 PLN/MWh). Obrót gazem ziemnym na Rynku Terminowym Towarowym wraz z aukcjami w pierwszym kwartale 2015 roku wyniósł 32 632 058 MWh (z czego 57 600 MWh to wolumen z aukcji). W porównaniu do analogicznego okresu w roku ubiegłym, obroty gazem na RTT dla gazu ziemnego wzrosły 34–krotnie. Obrót gazem ziemnym na Rynku Terminowym Towarowym w marcu 2015 r. wyniósł 10 695 213 MWh (łàcznie z aukcjami), spadek o 7,59 proc. m/m (w lutym br. 11 573 985 MWh). Najwi´kszy wolumen obrotu w I kwartale dotyczył instrumentu sezonowego z dostawà na przełomie lat 2015 i 2016 – GAS_BASE_S–W–15. Wolumen ten wyniósł 9 306 648 MWh, przy Êredniowa˝onej wolumenem cenie 105,67 PLN/MWh. W porównaniu z ostatnim kwartałem ubiegłego roku Êrednia cena na tym instrumencie spadła o 13,85 PLN/MWh (119,52 PLN/MWh przy wolumenie 1 761 192 MWh). mf èródło: CIRE

R E K L A M A

49

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:56 AM

Page 50

G

raport

Liberalizacja rynku gazu ziemnego. Handel, giełda i rynek gazu Teoretyczne poczàtki liberalizacji polskiego rynku gazu si´gajà pierwszych lat XXI wieku. Regulacjami, które w myÊl ustawodawcy majà liberalizacj´ przyÊpieszyç jest tzw. mały trójpak energetyczny, który wszedł w ˝ycie 11 wrzeÊnia 2013 r.

N

owe przepisy wyposa˝yły Prezesa Urz´du Regulacji Energetyki (URE) w dodatkowe argumenty na rzecz uwolnienia cen surowca dla odbiorców przemysłowych oraz wprowadziły tzw. obligo giełdowe na gaz ziemny wysokometanowy, polegajàce na nało˝eniu obowiàzku na okreÊlone spółki gazowe do sprzeda˝y okreÊlonej iloÊci gazu ziemnego za poÊrednictwem Towarowej Giełdy Energii (TGE).

Rola TGE na krajowym i europejskim rynku gazu Towarowa Giełda Energii w Warszawie jest giełdà, która w ostatnich latach stała si´ głównym aktorem rynku energii w Polsce. Wynikało to z wprowadzenia korzystnych z jej punktu widzenia regulacji prawnych i zwiàzanym z nimi przesuni´ciem hurtowego rynku energii z rynku opartego na umowach bilateralnych OTC, na rynek obrotu giełdowego. Pomimo znacznej odmiennoÊci rynku gazu ziemnego od rynku energii elektrycznej w Polsce, decyzjà ustawodawcy cz´Êç rynku gazowego zostanie tak˝e przeniesiona na rynek giełdowy. DoÊwiadczenie na rynku energii elektrycznej pozwoli TGE na szybkie dostosowanie produktów gazowych do potrzeb rynku. Rynek gazowy został uruchomiony w 2012 r. i jest nadal w poczàtkowej fazie rozwoju. Polska giełda energetyczna niewàtpliwie otrzymała bodziec do rozwoju w postaci regulacji wymuszajàcej obrót giełdowy. Konstrukcja regulacji obliga giełdowego b´dzie w krótkim okresie z du˝ym prawdopodobieƒstwem wpływała na zwi´kszanie si´ wolumenów w drugiej połowie roku, co

Fot. Gaz–System

50

zwiàzane jest z rocznym systemem rozliczenia zobowiàzaƒ wolumenowych. Wolumen obracanego gazu ziemnego na TGE wzrósł wielokrotnie, choç bazà był niski poziom obrotu. Ustawodawca zobowiàzał najwi´kszà spółk´ gazowà do sprzeda˝y poprzez giełd´ 55% wolumenu paliwa, co przy wolumenie obrotu stanowiàcym w 2013 r. 1,4% krajowej konsumpcji gazu, oznaczaç b´dzie wielokrotny wzrost. Nale˝y jednak pami´taç, ˝e funkcjonowanie giełdy w swojej roli, a zatem roli kreatora wolnego, przejrzystego i konkurencyjnego rynku wymaga podj´cia działaƒ o charakterze prorynkowym, które nie tylko zapewnià poda˝ gazu na giełdzie, ale tak˝e zainteresowanie podmiotów konkurujàcych do nabywania paliwa na giełdzie. Polski rynek gazu ziemnego jest szóstym najwi´kszym rynkiem w Unii Europejskiej. W porównaniu z innymi paƒstwami, Polsk´ charakteryzuje wzgl´dnie wysoki udział wydobycia krajowego gazu ziemnego w konsumpcji, wynoszàcy 28%. Import gazu z Rosji

Fot. Grupa AZOTY

odpowiada ok. 60% krajowej konsumpcji. Dostawa wewnàtrzwspólnotowa z innych paƒstw Unii Europejskiej, tj. Czech i Niemiec zaspokaja ok. 13% zapotrzebowania krajowego. Poczynione inwestycje infrastrukturalne umo˝liwià Polsce, w Êrednim i długim okresie czasu, dywersyfikacj´ êródeł i kierunków pozyskania gazu, uniezale˝niajàc kraj od dostaw z kierunku wschodniego. Obejmuje to równie˝ udział Polski w globalnym rynku gazu, rozwijanym dynamicznie dzi´ki technologii LNG.

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:56 AM

Page 51

G W chwili obecnej rynek gazu ziemnego Unii Europejskiej jest tworem jedynie na potrzeby statystyczne, poniewa˝ ka˝dy kraj prowadzi własnà polityk´ w zakresie nabywania tego surowca. Taka sytuacja zmniejsza pozycj´ negocjacyjnà paƒstw Unii Europejskiej w kontaktach z najwi´kszymi dostawcami, mimo ˝e paƒstwa Unii Europejskiej stanowià dla nich główny rynek zbytu. Wa˝ne z punktu widzenia Polski jest zacieÊnienie współpracy w ramach Unii Europejskiej i stworzenie bardziej pogł´bionych mechanizmów funkcjonowania jednolitego rynku gazu ziemnego Unii. Analiza procesu budowania rynku hurtowego gazu ziemnego w Unii Europejskiej prowadzi do wniosku, ˝e proces ten był niezwykle zło˝ony i wymagał znaczàcej zmiany polityki regulacyjnej paƒstw członkowskich, w kierunku zapewnienia wi´kszej swobody działania dla mechanizmów rynku konkurencyjnego i ograniczania administracyjnego ingerowania w ró˝ne elementy tego rynku, jak np. ceny detaliczne gazu. Niejednokrotnie proces ten trwał wiele lat, a liberalizacja rynku odbywała si´ wieloetapowo. Regulacje prawne były wdra˝ane w paƒstwach członkowskich w oparciu o własne

raport rozwiàzania majàce na celu stworzenie konkurencyjnego rynku gazu ziemnego. Proces wdra˝ania uwzgl´dniał interesy głównych graczy na tym rynku i miał na celu zapewnienie optymalnego z ich biznesowego punktu widzenia oraz akceptowalnego z punktu widzenia interesów paƒstwa zakresu i tempa zmian. Wprowadzony w Polsce mechanizm obliga giełdowego na sprzeda˝ gazu ziemnego jest unikatowym w skali UE rozwiàzaniem regulacyjnym, które nie uwzgl´dniło całokształtu uwarunkowaƒ łàczàcych si´ z nało˝eniem tego rodzaju obowiàzku na przedsi´biorstwa energetyczne. Konieczne sà dalsze działania regulacyjne, w tym odnoszàce si´ do zasad kształtowania cen gazu ziemnego, które umo˝liwia faktycznà konkurencje zarówno na rynku hurtowym, jak i detalicznym oraz w przypadku likwidacji kontraktów długoterminowych na odbiór gazu zapewniç system zbytu gazu nie obarczajàcy obowiàzkiem poszukiwania nabywcy najwi´kszej spółki gazowej w Polsce. W przeciwnym razie wprowadzony mechanizm b´dzie bardziej barierà ni˝ etapem budowania konkurencyjnego krajowego rynku gazu ziemnego.

R E K L A M A

2/2015

51

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:56 AM

Page 52

G Na rynku hurtowym gazu ziemnego w Unii Europejskiej funkcjonujà zazwyczaj modele hybrydowe w ramach, których platformy giełdowe stanowià uzupełnienie rynku bilateralnego OTC. Inne rozwiàzanie zostało przewidziane przez polskiego ustawodawc´, który zdecydował si´ wymusiç obrót hurtowy gazem ziemnym poprzez wprowadzenie obowiàzku sprzeda˝y okreÊlonego wolumenu gazu za poÊrednictwem anonimowych transakcji na giełdzie. Rozwiàzanie takie jest unikatowe na skal´ Unii Europejskiej. Zasadnym wydaje si´ rozszerzenie sposobu realizacji obliga giełdowego o nowe rodzaje kontraktów zawieranych lub jedynie notyfikowanych giełdzie, albo czasowo zawiesiç dalszych wzrost poziomu obliga. Zbli˝y to struktur´ obrotów na rynku hurtowym w Polsce do tych wyst´pujàcych w innych paƒstwach Unii Europejskiej, wprowadzonych na podstawie wieloletnich doÊwiadczeƒ oraz we współpracy z firmami energetycznymi. Dzisiaj oferta giełd energetycznych w regionie Europy Ârodkowo–Wschodniej, w tym równie˝ w Polsce, jest w´˝sza od tej w Europie Zachodniej. Wynika to z naturalnego mechanizmu rozwoju rynku. Stworzenie stabilnych i przewidywalnych warunków do zawierania umów, zarówno bilateralnych, jak i za poÊrednictwem giełdy stworzyło naturalne bodêce do rozwoju rynku hurtowego i zwi´kszania jego oferty produktowej. W porównaniu do najbardziej rozwini´tych giełd europejskich, gdzie proces liberalizacji został rozpocz´ty znacznie wczeÊniej, w Polsce te oferty sà znacznie mniej rozbudowane. Konieczne jest dalsze rozbudowywanie oferty produktowej, a˝eby wykształcił si´ w Polsce wiarygodny mechanizm wyznaczania ceny gazu ziemnego.

raport Po d s u m o w a n i e l u t e g o b r. n a rynkach gazu TGE Całkowity wolumen wszystkich transakcji zawartych w lutym na rynkach gazu wyniósł 12 387 880 MWh. Oznacza to 52–krotny wzrost w porównaniu do poprzedniego roku oraz wzrost o 9,31% w skali miesi´cznej. Na rynku spot obroty paliwem osiàgn´ły wartoÊç 813 895 MWh – spadek o 16,08 proc. w skali m/m oraz 52–krotny wzrost w skali roku. Na rynku terminowym w lutym br. odnotowano wolumen obrotu na poziomie 11 573 985 MWh. W porównaniu do analogicznego okresu w roku ubiegłym, obroty gazem na RTT wzrosły 52 razy, natomiast w odniesieniu do stycznia br. wzrosły o 11,69 %. Ârednia cena wa˝ona wolumenem ze wszystkich transakcji zawartych na rynku spot w lutym 2015 r. wyniosła 102,04 PLN/MWh (wzrost m/m o 3,83 PLN/MWh). Miesi´czny obrót na Rynku Dnia Nast´pnego gazu wyniósł 546 528 MWh (spadek m/m o 1,47%). Miesi´czny kurs, liczony jako Êrednia wa˝ona wolumenem ze wszystkich transakcji zawartych na RDNg osiàgnàł wartoÊç 102,30 PLN/MWh (wzrost m/m o 2,54 PLN/MWh). Obrót na uruchomionym ponad pół roku temu Rynku Dnia Bie˝àcego gazu wyniósł 267 367 MWh. Ârednia cena wa˝ona wolumenem z transakcji na tym parkiecie wyniosła w lutym br. 101,51 PLN/MWh (wzrost m/m o 5,36 PLN/MWh). Obrót gazem ziemnym na Rynku Terminowym Towarowym wraz z aukcjami w lutym 2015 r. wyniósł 11 573 985 MWh. W porównaniu do analogicznego okresu w roku ubiegłym, obroty gazem na RTT wzrosły 52–krotnie. W skali miesi´cznej równie˝ miał miejsce wzrost – na poziomie 11,69% (10 362 860 MWh w styczniu 2015 r.). Po raz pierwszy od wrzeÊnia ubiegłego roku miała miejsce rozstrzygni´ta aukcja na Rynku Terminowym Towarowym dla dostawy gazu ziemnego. Wolumen obrotu na aukcjach wyniósł w lutym 28 800 MWh. Wolumen obrotu na instrumencie z dostawà pasmowà w roku 2016 (GAS_BASE_Y–16) wyniósł w lutym 3 821 040 MWh (w porównaniu do 1 194 624 MWh w styczniu br.). Wolumen ten stanowi 33% obrotu na RTT dla gazu ziemnego w lutym. Ârednia cena wa˝ona wolumenem transakcji dla tego instrumentu wyniosła 103,54 PLN/MWh (spadek m/m o 1,51 PLN/MWh). W styczniu br. najwi´kszy wolumen na RTT w obrocie gazem odnotowano z kolei na instrumencie sezonowym na zim´ przełomu lat 2015 i 2016 (2 997 776 MWh, co stanowiło 29% styczniowego wolumenu na rynku. Marcin ˚upnik èródło: èródła: CIRE, fragmenty analizy „Polski rynek hurtowy gazu ziemnego na tle rynków Unii Europejskiej” dr Robert Zajdler, radca prawny, TGE.

52

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:56 AM

Page 53

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:56 AM

Page 54

R

raport

Rury stalowe – Êrodowisko biznesowe DziałalnoÊç Komitetu Technicznego nr 126 przy Polskim Komitecie Normalizacyjnym zwiàzana jest z tematykà rur stalowych.

Z

akres tematyczny obejmuje rury ze szwem i bez szwu, w tym rury przewodowe, konstrukcyjne, kotłowe, wiertnicze i wydobywcze. Rynek, na którym działa KT nr 126 obejmuje wiele działów gospodarki krajowej. Rury stalowe majà szerokie zastosowanie. Sà przeznaczone np. dla rynku gazowniczego (szczególnie do budowy rurociàgów przesyłowych i dystrybucyjnych), ciepłowniczego, wodno-kanalizacyjnego (do przesyłu Êcieków, wody pitnej i zasolonej) oraz przemysłowego. Głównym celem prac KT 126 jest wdro˝enie norm zharmonizowanych w wersji polskoj´zycznej. Na działalnoÊç gospodarczà obj´tà zakresem KT znaczàcy wpływ majà nast´pujàce uwarunkowania polityczne, gospodarcze, techniczne, prawne, społeczne i/lub aspekty regionalne/mi´dzynarodowe: W ostatnich 15-tu latach mo˝na zaobserwowaç post´p technologiczny w zakresie produkcji rur stalowych zarówno na rynku Êwiatowym jak i europejskim. Nowe trendy w zakresie produkcji rur stalowych obj´ły równie˝ Polsk´. Wprowadzono nowe technologie umo˝liwiajàce uzyskanie wysokich własnoÊci wytrzymałoÊciowych, co bezpoÊrednio wpływa na rynek, w którym majà zastosowanie rury stalowe. Rynek rur stalowych w Polsce ma przed sobà dobre perspektywy rozwoju, chocia˝ nale˝y zwróciç uwag´ na istniejàce zagro˝enia. W najbli˝szych kilku latach głównych szans na wzrost rynku nale˝y upatrywaç przede wszystkim w inwestycjach w wydobycie i wytwarzanie energii. Szczególne znaczenie mo˝e mieç wydobycie gazu łupkowego jak równie˝ inwestycje w nowe moce wytwórcze w energetyce. Stwarza to du˝e mo˝liwoÊci rozwoju dla Polski, z których nale˝y skorzystaç. Kolejnym pozytywnym czynnikiem wpływajàcym na wzrost rynku jest zwi´kszenie iloÊci projektów budowlanych z profili w gatunku S355 J2H. Negatywne oddziaływanie na rynek rur stalowych ma równoległe stosowanie innych materiałów konstrukcyjnych, takich jak: tworzywa sztuczne czy metale nie˝elazne. Cz´sto w celu obni˝enia kosztów inwestycji, wykonawcy zast´pujà drogie materiały stalowe ich taƒszymi zamiennikami. Kolejnym minusem majàcym wpływ na rynek rur jest du˝e rozdrobnienie bran˝y dystrybucyjnej, co przekłada si´ na obni˝enie mar˝ i spadek dochodów ze sprzeda˝y. Problemem jest równie˝ niespójna polityka sprzeda˝y u producentów, którzy cz´sto, by dotrzeç do mniejszych klientów obni˝ajà minimalne iloÊci zamówieƒ. Mo˝na jednak zaobserwowaç, ˝e pomimo pewnych kłopotów producenci i dystrybutorzy rur umacniajà swojà rynkowà pozycj´. Podejmowane sà próby konso-

54

lidacji bran˝y np. grupa Alchemia. Firmy oferujà szeroki asortyment wyrobów oraz inwestujà w hale magazynowe, serwis i kompleksowà obsług´ klienta co ma zapewniç konkurencyjnoÊç na rynku.

Wskaêniki iloÊciowe Poni˝sze wskaêniki iloÊciowe opisujà Êrodowisko biznesowe, w celu wsparcia działaƒ KT poprzez zapewnienie niezb´dnych danych. Według Hutniczej Izby Przemysłowo – Handlowej od 2012 roku produkcja rur stalowych w Polsce spada. W 2013 roku wyniosła 322 tys. ton. i w porównaniu z rokiem 2012 była ni˝sza o 52 tys. ton. Dane dotyczàce produkcji rur stalowych w Polsce z podziałem na rury ze szwem i bez szwu w latach 2009-2013 (w tys. ton) przedstawia Tabela 1.

Spada równie˝ jawne zu˝ycie wyrobów stalowych w Polsce. W 2013 r. wyniosło 10,3 mln ton i było ni˝sze o 1% w stosunku do odnotowanego w 2012 r. Za spadek ten odpowiada niski poziom zu˝ycia jawnego w okresie pierwszych trzech kwartałów. W IV kwartale dzi´ki wprowadzeniu mechanizmu odwróconego naliczania podatku VAT mo˝na było zauwa˝yç znaczny wzrost zu˝ycia. Udział rur i kształtowników gi´tych na zimno zamkni´tych w zu˝yciu ogółem stanowił 10 %. Dane dotyczàce zu˝ycia jawnego rur stalowych w Polsce z podziałem na rury ze szwem i bez szwu w latach 2010-2011 (w tys. ton) przedstawia Tabela 2.

Oczekiwane korzyÊci Głównymi korzyÊciami działalnoÊci KT 126 jest wprowadzenie do krajowego przemysłu hutniczego ujednoliconych norm dotyczàcych rur stalowych. Działania te wpływajà na: – ułatwienie kontaktów mi´dzy producentami i klientami w zakresie współpracy krajowej i mi´dzynarodowej,

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:56 AM

Page 55

R

raport

– zmniejszenie kosztów produkcji poprzez wyeliminowanie wyrobów niezgodnych, – zwi´kszenie konkurencyjnoÊci i innowacyjnoÊci na rynku rur stalowych, – wytwarzanie dobrej jakoÊci wyrobów zgodnych z normami technicznymi, – zapewnienie bezpieczeƒstwa oraz ochrony zdrowia, – wprowadzanie nowoczesnych technologii.

Cele KT Nadrz´dnym celem prac Komitetu Technicznego nr 126 ds. Rur Stalowych jest uzyskanie wymienionych powy˝ej korzyÊci oraz wdra˝anie nowoczesnych technologii na rynku polskim. Cele te b´dà realizowane poprzez: – implementacj´ Norm Europejskich do zbioru Polskich Norm, – tłumaczenie na j´zyk polski norm b´dàcych w zakresie KT 126, – opiniowanie dokumentów normalizacyjnych, uzgadnianie stanowisk krajowych w ramach ankiet i formalnych głosowaƒ.

R E K L A M A

2/2015

Strategia Komitet Techniczny nr 126 ds. Rur Stalowych uwa˝a za niezb´dne do osiàgni´cia zakładanych przez niego celów: – pozyskanie wykonawców prac normalizacyjnych, – aktywny udział przy powstawaniu Norm Europejskich i Mi´dzynarodowych. Dodatkowo planowane jest podj´cie działaƒ majàce na celu zwi´kszenie ÊwiadomoÊci normalizacyjnej wÊród członków KT, przedsi´biorców zwiàzanych z przemysłem stalowym oraz odbiorców.

Aspekty Êrodowiskowe Problem ochrony Êrodowiska jest szeroko uj´ty w normach wchodzàcych w zakres działania KT 126. Dotyczy on powstawania zagro˝eƒ ekologicznych zwiàzanych z wyrobem. Dla wielu firm zajmujàcych si´ produkcjà rur stalowych ograniczenie negatywnego wpływu ich działalnoÊci na Êrodowisko jest wa˝nym czynnikiem, co ma wpływ na podejmowane działania (ograniczenie odpadów produkcyjnych, zmniejszenie energochłonnoÊci procesów technologicznych, zmniejszenie emisji do powietrza substancji niebezpiecznych). Adam Dàbrowski èródło: Polski Komitet Normalizacyjny

55

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:56 AM

Page 56

R

raport

GAZ–SYSTEM kupuje rury do budowy strategicznych gazociàgów W kwietniu br. Operator Gazociàgów Przesyłowych GAZ–SYSTEM zakoƒczył publiczne post´powanie przetargowe na dostaw´ rur o Êrednicy 700 i 1000 mm do realizacji strategicznych gazociàgów przesyłowych.

U

mowy ramowe z wykonawcami b´dà obowiàzywaç przez okres czterech lat od daty podpisania. Konkretne zamówienia b´dà realizowane na podstawie odr´bnych umów cz´Êciowych zawieranych ka˝dorazowo po zaakceptowaniu najkorzystniejszej oferty. W ten sposób zostanà zapewnione dostawy rur do budowy strategicznych gazociàgów realizowanych przez spółk´. Łàczna wartoÊç, jakà GAZ–SYSTEM zamierza przeznaczyç na realizacj´ tych umów, nie przekroczy kwoty ok. 1,84 mld zł netto. W wyniku zakoƒczonego post´powania przetargowego zostało wybranych 10 wykonawców. Dla rur o Êrednicy 700 mm i 1000 mm: 1.PANYU CHU KONG STEEL PIPE CO. LTD. 2.Metinvest International S.A. 3.Konsorcjum w składzie: FERRUM S.A. (Lider Konsorcjum) oraz HW PIETRZAK HOLDING Sp. z o.o. (Członek Konsorcjum). 4. Noksel Celik Boru Sanayi A. S. 5.Konsorcjum w składzie: DEAWOO INTERNATIONAL CORPORATION (Lider Konsorcjum) oraz ERCIYAS CELIK BORU SAN A. S. (Członek Konsorcjum). 6.Konsorcjum w składzie: IZOSTAL S.A. (Lider Konsorcjum) oraz STALPROFIL Sp. z o.o. (Członek Konsorcjum). 7.PFF Polska Sp. z o.o. 8.BORUSAN MANNESMANN BORU SANAYI VE TICARET A. S. Dla rur o Êrednicy 700 mm: 1.Konsorcjum w składzie: SteelTubes Sp. z o.o. (Lider Konsorcjum) oraz Mexstal Sp. z o.o. (Członek Konsorcjum).

56

2.Konsorcjum w składzie: UNISET Rury Stalowe (Lider Konsorcjum) oraz IMEXRUR S.A. (Członek Konsorcjum). GAZ–SYSTEM planuje w latach 2015–2023 wybudowaç w sumie około 2000 km nowych gazociàgów w zachodniej, południowej i wschodniej cz´Êci Polski. Ze wzgl´du na ogromny zakres prac inwestycyjnych spółka zdecydowała si´ zastosowaç optymalny sposób realizacji projektów inwestycyjnych, polegajàcy na zakupie materiałów do budowy gazociàgów (rur i armatury) bezpoÊrednio od producentów. Ten sposób realizacji projektów pozwala na znaczne przyspieszenie prac inwestycyjnych i popraw´ efektywnoÊci kosztowej. – Nasze nowe projekty inwestycyjne, które ju˝ w wi´kszoÊci rozpocz´liÊmy, polegajà na rozbudowie gazowej infrastruktury przesyłowej w zachodniej, południowej i wschodniej Polsce. Zało˝yliÊmy, ˝e do 2018 r. zostanà zrealizowane lub przygotowane najbardziej istotne zadania inwestycyjne w polskim systemie przesyłowym w ramach tzw. Korytarza Północ–Południe. Dlatego intencjà spółki jest jak najlepsze zarzàdzanie całym procesem inwestycyjnym oraz uzyskanie dodatkowych korzyÊci, wynikajàcych z du˝ej skali zakupów i uzyskanie tym samym znacznych oszcz´dnoÊci. Z tego wzgl´du zdecydowaliÊmy si´ po raz kolejny na sprawdzony sposób realizacji inwestycji w trybie dostaw inwestorskich – podkreÊlił Sławomir Âliwiƒski, Członek Zarzàdu GAZ–SYSTEM.

Adam Dàbrowski Fot. Gaz-Sysem èródło: Spółka

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:56 AM

Page 57

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:57 AM

Page 58

P

raport

Cena ropy naftowej. Prognozy ekspertów Na rynku ropy naftowej inwestorom nadal daleko jest do optymizmu. Cena amerykaƒskiej ropy WTI spadła w połowie kwietnia schodzàc wyraênie poni˝ej poziomu 45 USD za baryłk´. Tym samym, notowania tego gatunku ropy zamkn´ły si´ na najni˝szym poziomie od prawie 6 lat.

W

połowie kwietnia br. powag´ inwestorów na rynku tego surowca przyciàgnàł cotygodniowy raport amerykaƒskiego Departamentu Energii (DoE), dotyczàcy zapasów ropy naftowej w USA. Według departamentu, w minionym tygodniu zapasy ropy naftowej w Stanach Zjednoczonych po raz kolejny wyraênie wzrosły – tym razem o niecałe 9 mln baryłek. W rezultacie, poziom zapasów ropy w USA wyniósł 407 mln baryłek – to ich najwy˝szy poziom od co najmniej 1982 r., a wi´c od czasu rozpocz´cia publikowania takich danych przez DoE. Do pesymizmu na rynku ropy naftowej z pewnoÊcià przyczyniły si´ tak˝e opublikowane ostatnio prognozy banków inwestycyjnych dotyczàce właÊnie cen tego surowca. Według Goldman Sachs, w pierwszej połowie tego roku cena ropy WTI b´dzie poruszaç si´ w okolicach 40 USD za baryłk´, a mo˝e nawet zejÊç na jakiÊ czas poni˝ej tego poziomu. Z kolei Barclays mocno obciàł prognozy Êredniej ceny ropy naftowej w 2015 r. Prognoza dla ropy Brent została obni˝ona z 72 USD do 44 USD za baryłk´, z kolei prognoza dla ropy WTI – z 66 USD do 42 USD za baryłk´. Wyglàda na to, ˝e notowania ropy naftowej b´dà jeszcze przez co najmniej kilka miesi´cy poruszały si´ pod presjà poda˝y. Wynika to z sytuacji fundamentalnej, czyli prawdopodobnego utrzymania si´ nadwy˝ki ropy naftowej w I połowie bie˝àcego roku. – Spadek cen nap´dza poda˝. Arabia Saudyjska zdecydowana utrzymaç udział w rynku i powstrzymaç ekspansj´ produkcji ropy z łupków bitumicznych w USA nie podj´ła ˝adnych działaƒ mimo powrotu libijskiej ropy na Êwiatowy rynek – napisali analitycy w komentarzu ze Êrodowà datà. – Zaniechanie przez OPEC działaƒ stabi-

58

lizujàcych cen´ oznacza, i˝ kartel faktycznie si´ rozwiàzał, a poda˝ i popyt muszà same znaleêç długofalowy punkt równowagi. Konsekwencje tej zmiany b´dà gł´bokie i długotrwałe – wyjaÊniajà analitycy. Według nich po to, by cena ropy mogła znaleêç poziom odbicia, musiałby zaistnieç któryÊ z trzech czynników: producenci spoza OPEC–u musieliby zmniejszyç produkcj´, OPEC musiałby ograniczyç poda˝, lub globalny popyt musiałby si´ umocniç. Na obecnym etapie nie widaç, by któryÊ z tych czynników miał wystàpiç. Przeciwnie – zanosi si´ na przyrost zapasów pływajàcych – ropy zmagazynowanej na tankowcach, której nie mo˝na rozładowaç z powodu du˝ych zapasów i rosnàcych kosztów składowania. Taka perspektywa mogłaby – zdaniem BAML – zaszkodziç perspektywie o˝ywienia w II. półroczu 2015 r. – Gdy OPEC powstrzymuje si´ od wszelkich działaƒ, jedynym sposobem zrównowa˝enia rynku, na którym panuje nadpoda˝ jest wyeliminowanie cz´Êci dostaw lub stopniowe, krok po kroku, działania prowadzàce do zwi´kszenia popytu – zaznaczajà analitycy w komentarzu. BAML sàdzi, ˝e popyt z czasem zareaguje na niskà cen´, ale z powodu braku reakcji ze strony OPEC–u i działaƒ energooszcz´dnych w gospodarkach wysoko uprzemysłowionych, nastàpi to dopiero za 6 miesi´cy. Najwi´kszy wkład w globalny przyrost popytu na rop´ wniosà gospodarki chiƒska i indyjska.

OPEC nie ob ni ˝y pro duk cji na wet przy ce nie 20 dol. za ba rył k´ Kraje OPEC nie zmniejszà produkcji ropy naftowej, nawet jeÊli cena surowca spadnie do 20 dolarów za baryłk´ – oÊwiadczył saudyjski minister ds. ropy naftowej Ali ibn an–Naimi. W wywiadzie dla specjalistycznego wydawnictwa MEES powiedział, ˝e – W interesie krajów producentów OPEC nie le˝y obni˝enie produkcji. Czy cena zejdzie do 20, 40, 50 czy 60 dolarów, nie ma to znaczenia dla zmniejszenia poda˝y – zaznaczył. – Âwiat mo˝e si´ nie doczekaç powrotu do ceny 100 dolarów za baryłk´ – dodał saudyjski minister.

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:57 AM

Page 59

P

raport nego w czasie kryzysu naftowego w latach 70. Na razie pozostały one bez odpowiedzi a jedynymi odst´pstwami sà wydawane od czasu do czasu pozwolenia na eksport na rzecz poszczególnych firm. Tym razem – według Daily Telegraph – mo˝e byç inaczej, bo i sytuacja na rynku naftowym jest nieporównywalna do tego, co obserwowaliÊmy w ostatnich latach. Zmierzajàce w kierunku samowystarczalnoÊci energetycznej USA dysponujà coraz wi´kszymi rezerwami ropy i nie ukrywajà swoich ambicji w walce o globalny rynek surowca. Barierami sà jedynie wspomniany zakaz eksportu oraz nadrabiane szybko braki w infrastrukturze logistycznej.

Kry zys w UE. Ni ska ce na ro py naf to wej b´ dzie ra tun kiem?

Eks port ro py z USA mo ˝e do pro wa dziç do woj ny ryn ko wej Decyzja amerykaƒskiego Departamentu Handlu o zniesieniu zakazu eksportu tzw. kondensatu gazowego, mo˝e stanowiç pierwszy krok do całkowitego zniesienia zakazu eksportu ropy z USA obowiàzujàcego od lat 70. XX wieku – informuje brytyjski dziennik Daily Telegraph. Według doniesieƒ amerykaƒskich mediów, wczorajsza decyzja dotyczy ograniczonej liczby firm, które wyst´powały o takie pozwolenia. Same decyzje nie sà podawane do publicznej wiadomoÊci. Zdaniem ekspertów z City Group, decyzja ta mo˝e spowodowaç wzrost amerykaƒskiego eksportu z obecnych 200 tys. do około 500 tys. baryłek dziennie w połowie 2015 roku. W reakcji na te informacje cena ropy Brent w Londynie spadła o prawie 2 proc., co – według Daily Telegraph – mo˝e stanowiç zapowiedê utrzymania spadkowych tendencji cen surowca w efekcie rywalizacji USA i OPEC o wpływy na globalny rynku naftowym. W ostatnim czasie OPEC kilkakrotnie zapewniał, ˝e nie zamierza zmniejszaç wydobycia mimo spadajàcych cen. W ostatnich 20 latach udział organizacji w Êwiatowym rynku ropy zmniejszył si´ z około 50 do nieco ponad 30 proc. w efekcie rosnàcego wydobycia w krajach takich jak Rosja, USA czy w Ameryce Południowej. W ostatnich latach wielokrotnie pojawiały si´ ze strony bran˝y oraz ekspertów wnioski o wycofanie si´ amerykaƒskiego rzàdu z zakazu eksportu ropy wprowadzo-

2/2015

Analiza presti˝owego waszyngtoƒskiego oÊrodka Brookings Institution wskazuje, ˝e jeÊli obni˝ka cen ropy utrwali si´ na dłu˝szy czas, to w skali globalnej wzroÊnie zarówno pula dochodów wydawanych na konsumpcj´, jak i całoÊç popytu. Efektem mo˝e byç odrodzenie ekonomiczne w Europie i powrót dynamiki gospodarczej w Azji. Zjawiska te b´dà z kolei stymulowaç wzrost zarówno cen, jak i wydobycia ropy, zwi´kszajàc w ostatecznym rachunku dochody jej producentów. Dokument ten, którego autorem jest ekspert rynku naftowego Luay Al–Khatteeb, wskazuje, i˝ w ciàgu ubiegłego roku, dzi´ki wykorzystaniu łupków bitumicznych, Stany Zjednoczone zwi´kszyły swà łàcznà produkcj´ ropy do 8,7 milionów baryłek dziennie. Oznacza to wzrost o milion baryłek, przy czym nie wyklucza si´ osiàgni´cia w roku 2015 poziomu 12 mln baryłek. Jak podkreÊla analiza, dyskusja na temat przyczyn spadku cen ropy obraca si´ wokół kwestii popytu i poda˝y, ignorujàc inne uwarunkowania gospodarcze. Tymczasem mimo globalnej recesji zapotrzebowanie na rop´ utrzymywało si´ przez ubiegłe 5 lat na stałym poziomie 90–91 mln baryłek dziennie. W paƒstwach zachodnich doszło do stopniowej redukcji popytu, co skompensował jednak wzrost eksportu do krajów azjatyckich. Mi´dzynarodowa Agencja Energetyczna (IEA) prognozuje, ˝e w ciàgu 2015 roku globalne zapotrzebowanie na rop´ mo˝e si´ zwi´kszyç o milion baryłek dziennie, do blisko 93 mln. Zwi´kszenie rynkowych dostaw to przede wszystkim efekt staraƒ USA o uzyskanie samowystarczalnoÊci energetycznej, natomiast wydobycie w paƒstwach OPEC osiàgn´ło w 2012 roku maksymalny poziom 31 mln baryłek dziennie i utrzymuje si´ nadal blisko tej granicy. Marcin ˚upnik Fot. BP plc èródło: Money. pl

59

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:57 AM

Page 60

P

raport

Projekt kompleksu petrochemicznego odło˝ony w czasie Zakoƒczyły si´ prace nad dodatkowà fazà studium wykonalnoÊci kompleksu petrochemicznego Grupy LOTOS i Grupy Azoty. Z przeprowadzonych analiz wynika, ˝e projekt mo˝e byç atrakcyjny ekonomicznie w przyszłoÊci. Jednak bioràc pod uwag´ aktualne warunki rynkowe realizacja tej inwestycji nie gwarantuje spełnienia zakładanych celów biznesowych. Stàd wspólna decyzja obu spółek o odło˝eniu w czasie realizacji inwestycji.

W

trakcie ostatnich prac nad studium wykonalnoÊci optymalizowano konfiguracj´ i produkty projektu, co zwi´kszyło jego opłacalnoÊç. Prace te dały pozytywne i atrakcyjne wyniki, które zostały przyj´te przez komitet sterujàcy w grudniu 2014 r. Uzyskane parametry ekonomiczne sà jednak poni˝ej zało˝eƒ wyjÊciowych projektu, które bazowały na efektach osiàganych przez podobne projekty realizowane w innych cz´Êciach Êwiata, np. w USA. ZmiennoÊç na rynku ropy i gwałtowna przecena produktów rafineryjnych i petrochemicznych – spowodowana m.in. sytuacjà w USA – oznaczajà, ˝e w pierwszej kolejnoÊci Grupa LOTOS i Grupa Azoty muszà zweryfikowaç swoje strategiczne zało˝enia i dostosowaç je do obecnych uwarunkowaƒ rynkowych.

Paweł Olechnowicz Prezes Grupy LOTOS

– Przy tak dynamicznie zmieniajàcym si´ otoczeniu wskazane jest odło˝enie projektu w czasie – komentuje Paweł Olechnowicz, prezes Grupy LOTOS S.A. – Poziomy cen produktów i surowców petrochemicznych oraz napi´ta sytuacja geopolityczna wprowadziły niepewnoÊç na rynkach. Ten stan zawieszenia rzeczywiÊcie jest teraz jednym z głównych problemów dla zarzàdzajàcych firmami chemicznymi i petrochemicznymi na Êwiecie – informuje Paweł Jarczewski, prezes Grupy Azoty S.A. – Tak jak od poczàtku informowaliÊmy, decyzja w sprawie budowy instalacji petrochemicznej była uzale˝niona od rezultatów biznesowych analiz prowadzonych przez spółki. Wynika z nich, ˝e w aktualnych warunkach rynkowych re-

60

alizacja tej inwestycji nie gwarantuje spełnienia zakładanych celów biznesowych. Na całym Êwiecie firmy wydobywcze, rafineryjne i petrochemiczne modyfikujà lub odkładajà w czasie realizacj´ swoich strategicznych przedsi´wzi´ç. Wszystko po to aby realizowaç inwestycje w sposób odpowiedzialny i elastyczny, z poszanowaniem interesów akcjonariuszy – mówi Rafał Baniak, wiceminister Skarbu Paƒstwa. Na polskim rynku mamy do czynienia szczególnie z deficytem produkcji liniowego polietylenu niskiej g´stoÊci oraz niektórych rodzajów polipropylenu. Obie spółki skupià si´ na realizacji własnych projektów inwestycyjnych. LOTOS po zakoƒczonej sukcesem ofercie publicznej, której wartoÊç si´gn´ła 1 mld zł, b´dzie realizował min. projekt EFRA oraz projekty w segmencie poszukiwaƒ i wydobycia w´glowodorów. Dzi´ki realizacji projektu EFRA, polegajàcego na budowie instalacji opóênionego koksowania i instalacji pomocniczych, rafineria w Gdaƒsku zwi´kszy konwersj´ przerabianego surowca. Nastàpi wzrost produkcji paliw wysokomar˝owych (m. in. oleju nap´dowego). Zgodnie z szacunkami po realizacji inwestycji mar˝a rafineryjnej LOTOSU wzroÊnie o ok. 2 USD/bbl. LOTOS szacuje, ˝e całkowita wartoÊç Projektu EFRA, w tym wydatki zwiàzane z obsługà finansowania tego projektu w okresie budowy i wymaganymi przez banki lokatami rezerwowymi, wyniesie około 2,34 mld zł. Według planów spółki, Êrodki z emisji b´dà współfinansowały projekt w kwocie 530–650 mln zł. Zakoƒczenie inwestycji planowane jest w pierwszym kwartale 2018 roku. Drugim celem emisyjnym jest współfinansowanie zagospodarowania złó˝ gazowych B4/B6 na Bałtyku, które charakteryzujà si´ zasobami na poziomie ok. 4 mld m3. Szacowana całkowita wartoÊç nakładów inwestycyjnych ze strony LOTOSU ma wynieÊç w tym projekcie ok. 800 mln zł (przy czym udział LOTOSU w projekcie wynosi 51%). Zamiarem spółki jest przeznaczenie na współfinansowanie inwestycji Êrodków z emisji

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:57 AM

Page 61

P w kwocie 350–470 mln zł. Rozpocz´cie produkcji ze złó˝ planowane jest na przełomie 2017 i 2018 roku. Przyj´ta strategia Grupy Azoty zakłada dalsze zwi´kszanie skali działania i wartoÊci w oparciu o trzy filary: rozwój organiczny, fuzje i przej´cia oraz realizacj´ programu doskonałoÊci operacyjnej. W ciàgu najbli˝szych pi´ciu lat Grupa Azoty na inwestycje we wszystkich obszarach działalnoÊci przeznaczy 7 mld zł. Realizacja programu inwestycyjnego doprowadzi Grup´ Azoty do wejÊcia w nowe obszary aktywnoÊci, poszerzenia portfolio produktów we wszystkich segmentach biznesu, wzrostu zdolnoÊci produkcyjnych, poprawy efektywnoÊci, jak równie˝ wzmocnienia bazy dystrybucyjnej. Grupa Azoty planuje równie˝ aktywnoÊç na rynku M&A. W wyniku przeprowadzonych analiz wytypowane zostały podmioty, których przej´ciem spółka jest zainteresowana. Zgodnie z obecnym profilem działalnoÊci sà to podmioty nawozowe oraz przetwarzajàce produkty chemiczne, w tym tak˝e tworzywa. Działania te zdecydowanie zwi´kszà wartoÊç Grupy Azoty i pozwolà osiàgnàç zakładane w strategii wskaêniki finansowe. Jacek Zubrzycki Fot. Grupa LOTOS

raport LO T O S n o t u j e w y ˝ s z à m a r ˝ ´ rafineryjnà Modelowa mar˝a rafineryjna Grupy LOTOS S.A. wyniosła w marcu br. 10,32 USD/bbl. To wzrost o blisko 15% w stosunku do lutego 2015 i a˝ o 140% w porównaniu z marcem 2014. W całym pierwszym kwartale 2015 mar˝a rafineryjna spółki wyniosła 9,38 USD/bbl wobec 7,32 USD/bbl w 4 kw. ub. r. i 5,05 USD/bbl w 1 kw. 2014. Do kalkulacji mar˝y przyj´to poni˝szà struktur´ uzysków: – 14,14% benzyna (PRM UNL 10 ppm ARA) – 4,24% benzyna surowa (Naphtha CIF NWE) – 4,53% LPG (50% Propan FOB NWE, 50% Butan FOB NWE) – 49,57% diesel (ULSD 10 ppm CIF NWE) – 5,34% paliwo lotnicze (Jet CIF NWE) – 18,11% ci´˝ki olej opałowy (HFO 3,5%S ARA) – 4,07 % stanowi zu˝ycie własne rafinerii Kalkulacj´ mar˝y pomniejszono o szacowany koszt zu˝ycia gazu ziemnego (łàcznie z kosztami przesyłu) w wysokoÊci ok. 3 USD/bbl.

èródło: Spółka

R E K L A M A

2/2015

61

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:57 AM

Page 62

I

AktywnoÊç na rynku fuzji i przej´ç w sektorze chemicznym b´dzie rosnàç Niskie ceny ropy mogà stanowiç zagro˝enie dla transakcji

W

2014 roku na rynku fuzji i przej´ç (M&A) w globalnym przemyÊle chemicznym doszło do 635 transakcji, których wartoÊç wyniosła 77,8 mld dolarów. WartoÊç transakcji była dwukrotnie wi´ksza ni˝ rok wczeÊniej. Zdaniem autorów najnowszego cyklicznego raportu „2015 Global chemical industry mergers and acquisitions outlook”, przygotowanego przez firm´ doradczà Deloitte, liczba transakcji b´dzie wzrastaç. Na wzrost liczby transakcji M&A b´dà miały wpływ: utrzymujàcy si´ w USA wzrost gospodarczy oraz o˝ywienie gospodarcze w Wielkiej Brytanii, lepsze wyniki bilansowe spółek, wi´ksze mo˝liwoÊci zadłu˝ania si´ oraz utrzymujàce si´ na atrakcyjnym poziomie stopy procentowe. Najwi´ksze zainteresowanie u inwestorów b´dzie wzbudzał segment nawozów oraz Êrodków

Fot. Grupa AZOTY

ochrony roÊlin. Głównym czynnikiem, który mo˝e negatywnie wpłynàç na aktywnoÊç na rynku fuzji i przej´ç w przemyÊle chemicznym sà spadajàce ceny ropy naftowej, które majà wpływ tak˝e na funkcjonowanie polskich firm z tego sektora. W porównaniu z 2013, w 2014 roku liczba transakcji na całym Êwiecie wzrosła o 98. Najwi´cej z nich, bo a˝ 206 dokonano na rynku amerykaƒskim, 44 na rynku niemieckim i 35 na brytyjskim. Uwag´ inwestorów przykuwali przede wszystkim producenci towarów chemicznych (383 transakcje), firmy produkujàce towary poÊrednie i specjalistyczne (159 transakcji) oraz nawozy i Êrodki ochrony roÊlin (67 transakcji). Ponad jedna czwarta wszystkich umów o kupnie i sprzeda˝y miała charakter transgraniczny.

62

– W tym roku nale˝y spodziewaç si´ dalszego wzrostu aktywnoÊci na rynku M&A w przemyÊle chemicznym, na którà b´dà miały wpływ lepsze wyniki bilansowe spółek, wi´ksze mo˝liwoÊci zadłu˝ania si´ oraz utrzymujàce si´ na atrakcyjnym poziomie stopy procentowe. Najwi´kszy wzrost liczby transakcji spodziewany jest w segmencie nawozów oraz Êrodków ochrony roÊlin – wyjaÊnia Dagmara Zawadzka, Wicedyrektor w Dziale Doradztwa Finansowego, członek Zespołu Energii i Zasobów Naturalnych, Deloitte. Spółki działajàce w tym segmencie stawiajà obecnie na innowacyjne technologie oraz koncentrujà si´ na dalszym budowaniu swoich portfeli, chcàc zapewniç sobie mo˝liwoÊç dostarczania na rynek bardziej kompleksowych rozwiàzaƒ. Istotnym czynnikiem, który tak˝e wpływa na wzrost liczby transakcji fuzji i przej´ç w sektorze chemicznym jest zainteresowanie inwestorów biotechnologià oraz odnawialnymi êródłami energii. Coraz wi´cej firm analizuje mo˝liwoÊç zastosowania biotechnologii w procesie produkcyjnym oraz na potrzeby tworzenia nowych produktów. Według prognoz Deloitte utrzymujàcy si´ w Stanach Zjednoczonych wzrost gospodarczy przyczyni si´ do zwi´kszenia tegorocznej liczby transakcji. Ponadto niskie ceny surowców i energii w USA powinny przyciàgaç zagranicznych nabywców. Jednak, obserwowane w ostatnim czasie umocnienie amerykaƒskiej waluty mo˝e mieç negatywny wpływ na mo˝liwoÊci finansowe inwestorów z innych krajów. Dodatkowo spadek cen ropy naftowej mo˝e ograniczyç przewag´ konkurencyjnà, jakà zapewniajà Stanom Zjednoczonym niskie ceny surowców. W Europie, podobnie jak w ubiegłym roku, najwi´cej transakcji spodziewanych jest w Niemczech i Wielkiej Brytanii. Główni gracze rynkowi w Niemczech wprowadzili zmiany w swoich strukturach organizacyjnych, co powinno przyczyniç si´ do dodatkowego zwi´kszenia liczby transakcji M&A w 2015 roku. Z kolei w Wielkiej Brytanii zwi´kszeniu liczby transakcji powinno sprzyjaç dalsze o˝ywienie gospodarcze oraz wzrost zaanga˝owania zarówno inwestorów typu private equity, jak i wi´kszych spółek prywatnych i publicznych, które b´dà poszukiwaç mo˝liwoÊci rozwoju. W ostatniej dekadzie sektor ten rósł Êrednio 8 proc. w skali roku, czyli szybciej ni˝ reszta przemysłu. Pomimo dokonanej w ostatnich latach konsolidacji bran˝y, wcià˝ funkcjonuje wiele mniejszych firm, które sà istotnym elementem tego sektora gospodarki. W perspekty-

2/2015

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:57 AM

Page 63

I wie planowanych inwestycji, przej´ç oraz koniecznego poszukiwania innowacji warto tak˝e zwróciç uwag´ na umi´dzynarodowienie polskiej chemii. Zarówno Grupa Azoty, jak i Ciech, ponad 50 proc. swoich przychodów zawdzi´czajà obecnoÊci na rynkach zagranicznych. – Sukces ten rodzi jednak nowe wyzwania dla bran˝y, w zwiàzku ze zwi´kszajàcà si´ podatnoÊcià polskich firm na globalne trendy rynkowe. KoniecznoÊcià staje si´ umiej´tnoÊç analizy i ich przewidywania. Istotnà cezurà z punktu widzenia makroekonomicznego w 2014 roku okazał si´ konflikt zbrojny na Ukrainie, który doprowadził do zmiany w strukturze cen surowców. Zmiana ta przeło˝y si´ na ceny produktów, jednak umiej´tnoÊç zapewnienia sobie dostaw tanich surowców oraz ich dywersyfikacja to klucz do zyskownoÊci w bran˝y – wyjaÊnia Marek Turczyƒski, Partner w Dziale Audytu Deloitte. W regionie Azji i Pacyfiku oczekuje si´ bardzo du˝ej aktywnoÊci Chin w segmencie Êrodków ochrony roÊlin ze wzgl´du na ciàgłà potrzeb´ zwi´kszania produkcji roÊlinnej. Liczba fuzji i przej´ç mo˝e równie˝ wzrosnàç w Japonii, w szczególnoÊci w segmencie wysoko przetworzonych zwiàzków chemicznych oraz zwiàzków wykorzystywanych do produkcji leków, poniewa˝ spółki prowadzàce działalnoÊç w tej bran˝y w dalszym ciàgu podejmujà inicjatywy majàce na celu dywersyfikacj´

produkcji oraz odejÊcie od standardowych produktów, które wià˝à si´ z ni˝szà mar˝à. W Indiach prognozowane o˝ywienie na rynku fuzji i przej´ç wià˝e si´ przede wszystkim ze zwi´kszonà aktywnoÊcià inwestorów zagranicznych.

Zarówno Grupa Azoty, jak i Ciech, ponad 50 proc. swoich przychodów zawdzi´czajà obecnoÊci na rynkach zagranicznych. – To co w perspektywie krótkoterminowej mo˝e wpłynàç negatywnie na liczb´ transakcji M&A w globalnym przemyÊle chemicznym to obserwowany ostatnio spadek cen ropy naftowej oraz obawy dotyczàce rozwoju sytuacji gospodarczej na Êwiecie. Spadek cen ropy mo˝e przeło˝yç si´ na wzrost niepewnoÊci zwiàzanej z łaƒcuchem wartoÊci w sektorze chemicznym, prowadzàc do znacznego zwi´kszenia ró˝nic pomi´dzy cenami sprzeda˝y a kupna. Niemniej jednak w 2015 roku tendencja wzrostowa na rynku M&A b´dzie si´ nadal utrzymywaç – podsumowuje Dagmara Zawadzka. Jacek Zubrzycki èródło: Deloitte

R E K L A M A

2/2015

63

47-2015-02 ok.qxd:Layout 1

5/5/15

1:57 AM

Page 64

W

raport

Profesjonalnie i mi´dzynarodowo na GAS–EXPO Merytoryczne rozmowy, ponad 100 wystawców z oÊmiu krajów całego Êwiata i najnowoczeÊniejsze rozwiàzania technologiczne – ju˝ niebawem w Targach Kielce królowaç b´dzie temat „bł´kitnego paliwa”.

Ó

sma edycja Targów Techniki Gazowniczej EXPO–GAS, które od 22 do 23 kwietnia odb´dà si´ w Targach Kielce to wyjàtkowa okazja do spotkania w jednym miejscu ekspertów z bran˝y gazowniczej oraz do zapoznania si´ innowacyjnymi rozwiàzaniami technologicznymi oraz uczestniczenia w wydarzeniach towarzyszàcych wystawie. Co dwa lata wybitna kadra naukowców i praktyków z bran˝y spotyka si´ w Targach Kielce, aby przez dwa dni dyskutowaç na wa˝ne dla bran˝y tematy podczas specjalistycznych konferencji i wykładów. Ciekawymi punktami w programie VIII targów Expo–Gas b´dzie konferencja „Potencjał rozwojowy polskiego rynku gazu” podczas której poruszone zostanà mi´dzy innymi zagadnienia gazu ziemnego w kontekÊcie OZE, perspektyw dla sektora gazowniczego czy sieci dystrybucyjnej gazu ziemnego. EXPO–GAS 2015 to, oprócz obecnych tak˝e w latach poprzednich koncernów polskich i europejskich – du˝y udział nowych firm z Niemiec, Czech, Francji, Litwy oraz Wielkiej Brytanii. Organizatorzy wystawy nawiàzali Êcisłà współprac´ z Niemieckim Stowarzyszeniem

Bran˝y Gazowej i Wodnej (DVGW), którego celem jest podnoszenie poziomu technicznego i naukowego bran˝y gazowej i wodnej ze szczególnym uwzgl´dnieniem aspektów bezpieczeƒstwa, higieny i wpływu na Êrodowisko. Targi Expo–Gas 2015 były obecne ze stoiskiem promocyjnym na ostatnich organizowanych przez DVGW najwi´kszych targach bran˝y gazowniczej w Niemczech – GAT. Targi EXPO–GAS wykazujà zauwa˝alnà i stałà tendencj´ wzrostowà na wszystkich płaszczyznach – z edycji na edycj´ wzrasta powierzchnia ekspozycyjna, liczba wystawców i zwiedzajàcych. VI edycj´ EXPO–GAS odwiedziło około 3000 zwiedzajàcych, ofert´ handlowà na powierzchni ponad 2000 metrów kwadratowych przedstawiło około 100 wystawców. W 2007 roku wystawa EXPO–GAS to zaledwie 70 wystawców, ekspozycj´ odwiedziło 1382 goÊci – widoczny i dynamiczny rozwój Êwiadczy nie tylko o potrzebie organizowania tego typu spotkaƒ, ale tak˝e o umacniajàcej si´ pozycji bran˝y. Doceniajà to wystawcy targów, podkreÊlajàc ich znaczenie dla tego sektora gospodarki.

Marcin Przywara, Prezes Zarzàdu Gascontrol Polska – Jako firma z bran˝y gazowniczej bardzo cenimy sobie udział w targach EXPO–GAS. Nasza obecnoÊç w tym wydarzeniu jest obowiàzkowa i nie wyobra˝amy sobie takiej sytuacji, by nas tam kiedykolwiek zabrakło. Targi to nie tylko mo˝liwoÊç pokazania swoich produktów, ale przede wszystkim mo˝liwoÊç nawiàzania współpracy z innymi firmami. To miejsce spotkaƒ tych wszystkich, dla których bran˝a gazownicza jest nie tylko pracà ale przede wszystkim pasjà. Marek Nowacki

64

2/2015