Wysokie ceny gazu ziemnego to główny powód zapaści finansowej spółek sektora wielkiej syntezy chemicznej. Rok 2002 branża zamknęła stratą w wysokości ponad 385 mln zł przy niespełna 5 mld zł przychodów. Dwie z sześciu spółek stoją wobec realnej groźby upadłości jeszcze w tym roku.
Sektor wielkiej syntezy chemicznej wytwarza ok. 23 proc. produkcji przemysłu chemicznego w Polsce. Produkcja sektora oparta jest głównie na gazie ziemnym oraz półproduktach petrochemicznych, których krajowym producentem jest PKN Orlen SA

Jeszcze w 2000 r. zysk netto spółek chemicznych wyniósł 8,9 mln zł przy obrotach sięgających prawie 6 mld zł. Rok później branża generowała już straty (wynik na sprzedaży w 2001 r. –178 mln zł). Zarówno przychody, jak i wynik finansowy firm sektora są z kwartału na kwartał coraz gorsze. Z wyjątkiem Zakładów Chemicznych Sarzyna, pozostałe spółki, czyli Zakłady Azotowe w Policach, Kędzierzynie-Koźlu, Puławach, Tarnowie-Mościcach oraz bydgoski ZCh Zachem borykają się z problemem postępującej utraty płynności finansowej i wypowiadaniem umów kredytowych przez banki-wierzycieli.
Lawinę problemów finansowych wywołała podwyżka cen gazu w drugim kwartale 2001 r. Koszty zakupu gazu są głównym (do 32 proc.) składnikiem kosztowym w spółkach chemicznych. Do tego doszły inne kłopoty, m.in. obniżka cen ich produktów (głównie na eksport), nierówna konkurencja z firmami zagranicznymi oraz niska wydajność zakładów.
Sektor wielkiej syntezy chemicznej próbuje wydobyć z zapaści Nafta Polska, która na początku lutego tego roku przekazała do resortów gospodarki i skarbu kilka wariantów projektu strategii restrukturyzacji branży. Przewiduje się w niej konsolidację produktową w głównym obszarze produkcyjnym, jakim są nawozy i melamina. Ostateczna wersja programu, którego realizacją zajmie się Nafta Polska, ma zostać zatwierdzona przez Ministerstwo Skarbu. Według wstępnych założeń, sektor wielkiej syntezy chemicznej zostanie sprywatyzowany w ciągu 2-5 lat.

Rozmowy z monopolistą

Nafta Polska naciska na PGNiG, aby obniżyło ceny gazu ziemnego dla spółek wielkiej syntezy. W ostatnim czasie już co kilka dni spotykają się przedstawiciele obu państwowych spółek na negocjacjach, które w założeniu powinny przynieść wypracowanie zadowalającego obie strony rozwiązania.
Zdaniem Nafty Polskiej, współpraca spółek chemicznych z PGNiG powinna być układana w oparciu o rzeczywiste relacje rynkowe, co nie jest możliwe dopóki PGNiG zajmuje pozycję monopolisty. Utrzymywanie ceny gazu i formuły jej kształtowania doprowadzi do zamknięcia szeregu instalacji amoniaku, który jest podstawowym półproduktem w syntezie nawozów sztucznych, i importu amoniaku, co byłoby niespójne z założeniami rządowej „Strategii dla przemysłu chemicznego w Polsce do 2010 r.”. Udział kosztów gazu w cenie amoniaku produkowanego w Polsce jest wyższy od ceny gotowego produktu w Unii Europejskiej.
Polskie zakłady chemiczne płacą ok. 130 dolarów za 1000 m sześc. gazu, podczas gdy w Europie Zachodniej o ok. 20 proc. mniej. Powoduje to, że rodzime firmy mają trudności z sprzedażą eksportową. Równocześnie nasila się konkurencja ze strony producentów nawozów i innych produktów chemicznych ze Wschodu, zwłaszcza z Rosji i Ukrainy, gdzie ceny gazu są kilkakrotnie niższe niż w Polsce.
Obniżeniu cen gazu ma służyć nowy system taryfowy. Proponowany przez Naftę Polską projekt zmian zakłada rezygnację z traktowania gazu w rozliczeniach z PGNiG jako surowca energetycznego lecz jako surowca chemicznego. Wraz ze zmianą systemu taryfowego Nafta Polska chce likwidacji subsydiowania skrośnego (obecnie odbiorcy przemysłowi płacą za gaz więcej, pokrywając część kosztów dystrybucji dla klientów indywidualnych). Kolejnym rozwiązaniem jest umożliwienie największym odbiorcom zakupu gazu za granicą, a nie od PGNiG. Przedsiębiorstwo świadczyłoby wówczas tylko usługę przesyłu, doliczając minimalną marżę.
Według szefa Nafty Polskiej - Macieja Giereja, możliwość kupowania gazu za granicą bezpośrednio przez firmy chemiczne pojawiła się po tym, jak rządy Polski i Rosji porozumiały się co do zmniejszenia ilości rosyjskiego gazu dostarczanego do Polski w ramach kontraktu jamalskiego.


Niezapłacone faktury

W trudnej sytuacji jest też PGNiG, które nie otrzymuje zapłaty za dostarczany gaz. Zobowiązania sektora wobec przedsiębiorstwa sięgnęły już 466 mln zł (w tym przeterminowane 348 mln zł). Zakłady chemiczne są odbiorcami ok. 20 proc. dystrybuowanego przez PGNiG gazu. PGNiG nie płacą także klienci z branży metalurgicznej (procesów termicznych), hutnictwa szkła, ceramiki. Zaległości te sięgają 1 mld zł. Pieniądze niezbędne dla działalności operacyjnej spółka pożycza w bankach. Stąd koszty finansowe są jednym z głównych czynników kosztów w PGNiG (oprócz cen gazu jako towaru, kupowanego w ramach kontraktów).
Spółka ma ograniczone możliwości ustalania cen gazu. Są one kształtowane w ramach kontraktów, w oparciu o formułę cenową, która odnosi ceny gazu do cen produktów ropopochodnych na rynkach światowych. Do 1999 r. Polska korzystała z taniego rosyjskiego gazu, dostarczanego w ramach kontraktów za inwestycje zrealizowane za granicą (umowy: orenburska i jamburska). Od 2000 r. dostawy gazu z importu opierały się już głównie na kontraktach wieloletnich. W tym czasie ceny produktów ropopochodnych, które mają wpływ na kształtowanie cen gazu, zdecydowanie wrosły. PGNiG nie uzyskało zgody swojego właściciela na wprowadzenie korekty, a ponadto rozporządzenie dotyczące kształtowania cen gazu po wejściu w życie Prawa energetycznego ustało maksymalne poziomy wzrostu cen. W efekcie PGNiG w 2000 r. odnotowało stratę w wysokości ok. 450 mln zł. W 2001 r. pojawiła się już możliwość przenoszenia cen zakupu gazu do taryfy, co wpłynęło na wzrost cen dla firm chemicznych.
Dla PGNiG branża chemii ciężkiej jest ważnym klientem, bowiem odbiera gaz w sposób równomierny na przestrzeni roku. Do 1989 r. sprzedaż dla sektorów hutnictwa i przemysłu kształtowała się na poziomie 68-70 proc., a ok. 30proc. stanowili odbiorcy komunalni, w bardzo małym stopniu wykorzystujący gaz do celów grzewczych. Obecnie te wartości uległy zasadniczej zmianie: sprzedaż dla przemysłu wynosi ok. 45 proc. podczas gdy ok. 55 proc. to pozostali odbiorcy, których firma ma ok. ok. 7 mln. Gaz służy im głównie do ogrzewania, stąd konieczność budowy podziemnych magazynów gazu i jego gromadzenia na pokrycie szczytów zimowych. O ile 5 lat temu stosunek tzw. doliny letniej do szczytu zimowego wyrażał się wartością 2:4 to w 2002 r. było to już 3:8. W ubiegłym roku szczyt dobowy wyniósł 54 mln m sześc. gazu. Zapewnienie ciągłości dostaw jest w takich warunkach ogromnym wysiłkiem, stąd PGNiG chce premiować tych klientów, którzy odbierają stale ilości gazu przez cały rok.
Nie jest jednak możliwe, by na potrzeby firm wielkiej syntezy chemicznej przeznaczyć gaz z wydobycia krajowego, który jest tańszy o ok. 25-30 proc. od importowanego. Wydzielenie specjalnego segmentu rynku korzystającego tylko z gazu krajowego spowodowałoby, że inne branże podnosiłyby koszty takiego procesu. Takim zjawiskom przeciwdziała też polityka taryfowa URE. Pewne możliwości manewru istnieją natomiast w zakresie opłaty przesyłowej. Transport stanowi ok. 20 proc. ceny gazu (80 proc. to cena gazu jako towaru).
Według PGNiG, w świetle obowiązującego prawa, spółka ma ograniczone możliwości obniżenia cen gazu. Niemniej przygotowuje się do negocjowania z URE swojej nowej taryfy, w której podejmuje doraźne kroki w celu obniżenia cen dostaw paliwa gazowego dla dużych odbiorców przemysłowych, w tym dla sektora wielkiej syntezy chemicznej.
Wydaje się jednak, że na znacznie tańszy gaz firmy chemii ciężkiej mogą liczyć dopiero po wejściu Polski do Unii Europejskiej, a ściślej po połączeniu polskiego systemu gazowniczego z systemem zachodnim.