Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA straci status monopolisty po akcesji Polski do Unii Europejskiej. Przedsiębiorstwu zależy przede wszystkim na utrzymaniu najlepszych klientów. Powiązania kapitałowe z zagranicznymi firmami gazowniczymi mają przyczynić się do pozyskania nowych odbiorców poza krajem.
Obowiązująca od sierpnia 2003 r. dyrektywa gazowa 2003/55/EC, zastępująca dotychczasową dyrektywę 98/30/EC „wywróciła” dotychczasowe plan działania spółki. Nowe regulacje nakazują wyodrębnienie operatora systemu przesyłowego oraz dystrybucyjnego i generalnie przyspieszają proces liberalizacji rynku gazu. Już od 1 lipca 2004 r. ma być on otwarty dla odbiorców instytucjonalnych. Całkowite otwarcie, to znaczy obejmujące również odbiorców indywidulanych, nastąpi trzy lata później (1 lipca 2007 r.).

Opóźnienia w przygotowaniu polskiego sektora gazowego do otwarcia rynku powodują, że rząd na wniosek PGNiG zdecydował się wystąpić do Komisji Europejskiej o okres przejściowy. Gdyby Komisja wyraziła na to zgodę, liberalizacja rynku nastąpiłaby dopiero od początku 2006 r., czyli z półtorarocznym opóźnieniem w stosunku do wymagań unijnych.
PGNiG argumentuje, że o podobne okresy przejściowe mogą wystąpić Niemcy i Francja, a w razie ich uzyskania polskie przedsiębiorstwo znalazłoby się w trudnym położeniu. Spółka nie zamierza się natomiast wycofać z obowiązku udostępnienia od 1 stycznia 2004 r sieci dla odbiorców zużywających powyżej 15 mln m sześc. gazu rocznie, co założono w rządowym harmonogramie liberalizacji i otwarcia rynku. Dotyczy to jednak tylko gazu krajowego.
Po liberalizacji rynku gazu konkurencja w pierwszej kolejności dotyczyć będzie obrotu gazem, co wymaga wydzielenia obrotu hurtowego, powołania operatora systemu przesyłowego, wdrożenia kodeksu sieci, w którym określone zostaną podstawowe zasady świadczenia usług przesyłowych przez operatora systemu przesyłowego, a także wydzielenia usług magazynowych. Z technicznego punktu widzenia jednym z najważniejszych zagadnień jest wprowadzenie opomiarowania systemu przesyłowego w punktach pozyskania i sprzedaży gazu z systemu.
Najbardziej zainteresowani liberalizacją rynku są duzi odbiorcy przemysłowi. Trudno jednak obecnie przewidzieć, ilu z nich rzeczywiście zdecyduje się na zmianę dostawcy gazu, przynajmniej w początkowym okresie otwarcia rynku, tj. w 2004 r. Świadczą o tym także wyniki ogłoszonego przez PGNiG przetargu na zakupy gazu spotowego. Ofert było tylko kilka, a ceny gazu tylko o parę procent różniły się od cen, po jakich PGNiG kupuje gaz w kontrakcie jamalskim. Oznacza to, że na razie brakuje dostawców, którzy mogliby zaoferować tańszy gaz.

Z pozycji monopolistycznej - dominująca
PGNiG liczy się z utratą części rynku, ale nie zamierza bronić swojej pozycji za wszelką cenę. Byłaby to bowiem, jak tłumaczył niedawno dziennikarzom prezes firmy Marek Kossowski, obrona chaotyczna i prawdopodobnie nieskuteczna. - Według różnych analityków stracimy od 20 do ponad 30 proc. rynku. Najważniejsze, abyśmy wiedzieli, jak się zachować tracąc rynek w takiej skali. Dlatego musimy mieć analizy, przygotować kilka scenariuszy – mówił.
Spadek sprzedaży może oznaczać także problem z nadwyżkami gazu, których zgodnie z zapisami kontraktu jamalskiego firma nie ma prawa odsprzedać. Precedensowa umowa Gazpromu z włoskim koncernem Eni, w której pod naciskiem Komisji Europejskiej wycofano się z klauzuli zakazującej reeksportu, daje PGNiG nadzieję na zmianę zapisu o zakazie odsprzedaży jamalskiego gazu. Komisja Europejska będzie bowiem domagać się, aby z wszystkich podpisanych przez członków UE kontraktów na dostawy rosyjskiego surowca, takie klauzule zostały wyeliminowane. Do PGNiG zgłasza się wiele firm zainteresowanych odkupieniem jamalskich nadwyżek. Ma to związek z wyjątkową obecnie aktywnością na europejskim rynku zakupów gazu.
Strategia firmy ukierunkowana jest na rozwój energetyki pracującej w cyklu skojarzonym w oparciu o paliwo gazowe oraz walkę z konkurencją substytucyjną (olej opałowy, gaz propan-butan). PGNiG chce dobrze wykorzystać swoje główne atuty w postaci przewagi sieci oraz bazy klientów. Wszystko to ma zapewnić przedsiębiorstwu pozycję dominującą. Przykład wykorzystania wypracowanych od lat atutów daje największy polski ubezpieczyciel, PZU, który choć utracił część rynku na rzecz konkurencji, to nadal na nim dominuje. – Poza tym nie będąc monopolem, nie musimy całego rynku zaopatrywać w gaz, a zatem możemy zrezygnować z klienta, który uporczywie nie płaci i chce być beneficjantem socjalnym – podkreśla prezes spółki. (Taka możliwość istnieje od stycznia 2003 r. i zapisano ją w Prawie energetycznym). Szczególnie dotyczy to zakładów chemicznych, które nie regulują swoich należności, mimo że ceny amoniaku na świecie idą w górę. Spółki korzystają z koniunktury i zwiększają produkcję. Stąd ich pobory gazu są bardzo duże, co narusza bilans gazu w kraju.
Konieczność podjęcia walki o rynek wymagała od PGNiG opracowania nowej strategii marketingowej, nastawionej na ochronę największych klientów i pozyskiwanie nowych wśród odbiorców średniej wielkości oraz klientów indywidualnych. Niedawno przyjął ją zarząd spółki. Dokonano w niej podziału rynku na trzy podstawowe segmenty: klientów korporacyjnych (296 podmiotów), klientów biznesowych (165 tys.) oraz indywidualnych (6 mln). Dla każdego z tych segmentów stworzono odrębną strategię marketingową.
Poprzez tę strategię i pracę nad poszczególnymi segmentami klientów firma chce uzyskać większy wpływ na zużycie gazu przez największych klientów - z branży chemicznej, energetycznej i metalurgicznej, które odbierają ok. 30 proc. sprzedawanego gazu. Chodzi o dokładne sparametryzowane dostaw. Obecnie w kontraktach mówi się o mocy maksymalnej, lecz w praktyce może być o wiele mniej. Te relacje powinny być precyzyjnie opisane w umowach.

Wyższa jakość obsługi, nowe produkty
Utrzymanie klientów korporacyjnych, a w szczególności małej grupy klientów strategicznych, ma kluczowe znaczenie dla PGNiG. Są to odbiorcy o równym poborze gazu, regulujący należności w terminie, jak m. in. PKN Orlen, Anwil, KGHM Polska Miedź, huty szkła. Z KGHM, który buduje własne elektrownie gazowe, został podpisany kontrakt na dostawy ok. 500 mln m sześc. gazu rocznie przez 20 lat. Współpraca z PKN Orlen dotyczy eksploatacji złóż węglowodorów na Ukrainie. PGNiG zaproponowało Orlenowi wejście do spółki poszukiwawczo-wydobywczej Dewon, w której Polskie Górnictwo ma 36,4 proc. udziałów. Do końca roku powinna zostać ustalona struktura właścicielska Dewonu.
Dla podniesienia standardów obsługi najważniejszych klientów zostanie wprowadzony system opiekunów klientów. Jako pierwszy zastosował go Bank Rozwoju Eksportu (BRE Bank), a obecnie mają go bodaj wszystkie duże firmy. PGNiG zamierza działać elastyczniej niż dotąd i dostosowywać się do różnych wymagań, m.in. godząc się na nierównomierność dostaw, indeksując cenę gazu w stosunku do cen produktów wytwarzanych przez klienta czy realizując dostawy pod wyższym ciśnieniem, czego oczekują niektórzy nabywcy gazu (taryfy nie obejmują dziś takich parametrów, jak np. ciśnienie).
W grupie klientów biznesowych PGNiG skupi się na pozyskiwaniu inwestorów, m.in. urzędów gminy, deweloperów, firm architektonicznych. Mają oni wpływ na wybór nośnika energii. Również samo PGNiG będzie angażować się w budowę niewielkich elektrociepłowni gazowych, aczkolwiek na niewielką skalę, bo dając tzw. pierwszą złotówkę. - Chodzi głównie o sfinansowanie dokumentacji technicznej, z którą zwykle są największe problemy. Nasza spółka, Polskie Elektrownie Gazowe, pomoże przygotować projekt, a przy okazji zbadać jego ekonomiczne założenia. Jeśli uznamy przedsięwzięcie za opłacalne, możemy zaangażować się bardziej, choć w pierwszym okresie byłoby to nie więcej niż kilka do kilkunastu mln zł, jako rodzaj funduszu inwestycyjnego – wyjaśniał Marek Kossowski.
Dobre perspektywy ma sprzedaż gazu do klimatyzacji, mimo iż w Polsce istnieje na razie tylko jeden klimatyzowany w ten sposób budynek (Galeria Mokotów w Warszawie). O nowych klientów w segmencie biznesowym zabiegać będą tzw. opiekunowie inwestorów.
W segmencie klientów indywidualnych grupą docelową są klienci o dużym potencjale. Spółka liczy na zwiększenie przychodów poprzez m.in. migrację klientów do wyższych grup taryfowych, zwłaszcza z grupy taryfowej W2 do W3 (domy jednorodzinne), gdzie średnie zużycie wynosi ok. 1800 m sześc. gazu. - Zamierzamy istotnie zmienić zasady współpracy z klientami – zapewniał Kossowski – poznać ich potrzeby, zlikwidować anonimowość. Zaoferować szeroki wachlarz produktów i usług i tym samym przysporzyć więcej przychodów dla przedsiębiorstwa.
Firma chce wprowadzić nowe produkty, np. ubezpieczenia od strat spowodowanych wyłączeniami w dostawach gazu lub awariami. Rozważa też zaoferowanie usług finansowych we współpracy z Bankiem Pocztowym, który, jak uzasadniał prezes Kossowski, posiada dużą sieć i zmierza w kierunku niestandardowych rozwiązań.
Wzrost wartości firmy i wsparcie sprzedaży ma zapewnić silna marka korporacyjna (PGNiG) oraz produktowa „Gaz ziemny”. Kampania promocyjna obu marek będzie kosztowna. Nieoficjalnie wiadomo, że spółka zamierza przeznaczyć na ten cel ok. 60 mln zł.

Restrukturyzacja trwa
W pierwszej kolejności spółka musi wydzielić spółkę pełniącą funkcję operatora systemu przesyłowego. Nastąpi to do 1 lipca 2004 r. Rozmowy na temat wydzielenia operatora systemu przesyłowego, który będzie dysponował infrastrukturą przesyłu gazu w kraju, prowadzone są z PSE SA. Obecnie wykonywane są analizy mające dać odpowiedź, czy połączenie operatorów systemu przesyłowego energii elektrycznej (sieci wysokich napięć) i gazowego (sieci wysokich ciśnień) jest możliwe pod względem organizacyjnym oraz czy jest opłacalne dla obu firm. PSE jest obciążone kontraktami długoterminowymi, a ponadto główny obszar jego działania to przesył, podczas PGNiG prowadzi nie tylko działalność przesyłową, ale także dystrybucyjną i wydobywczą.
PGNiG stopniowo przekształca się z państwowego przedsiębiorstwa w holding wielu spółek. Przeprowadzane obecnie zmiany mają spowodować, że firma będzie lepiej funkcjonować i będzie lepiej zarządzana, m.in. dzięki lepszemu większej samodzielności w podejmowaniu decyzji, o co zabiega zarząd firmy. Zapis o szerszym zakresie umocowania zarządu znajdzie się w statucie spółki.
Poza tym każdemu z sześciu członków zarządowi przypisany będzie obszar funkcjonowania firmy, za który odpowiada. Do końca roku zostanie wdrożona nowa struktura organizacyjna, m.in. proponowane jest włączenie Oddziału Górnictwo Naftowe do PGNiG, co spowoduje skrócenie drogi decyzyjnej do spółek produkcyjnych i zniknie dublowanie pewnych czynności, które dziś wykonywane są zarówno w oddziale GN (np. księgowość, nadzór właścicielski nad spółkami serwisowymi, zakładami poszukiwania nafty i gazu), jak i w grupie kapitałowej PGNiG, w dziale nadzoru właścicielskiego.
Sześć wyodrębnionych ze struktur firmy spółek dystrybucyjnych działa od 1 stycznia 1003 r. Zdaniem prezesa Kossowskiego, prezentują już one prorynkowy styl działania i pracy z klientami. Wyniki finansowe spółek gazownictwa są lepsze niż się spodziewano. Ich struktura kosztów jest już prawie poprawna, to znaczy wszystkie pozostałe koszty, poza kosztami zakupu surowca, zamykają się w 30 proc. łącznych kosztów funkcjonowania. Aktualnie jednak w tych 30 proc. nie są uwzględnione te koszty, które spoczywają na spółce-matce. (W programie rządowym założono przekontraktowanie kontraktu jamalskiego na odbiorców, m.in. spółki dystrybucyjne, ale zarząd firmy tego nie planuje). Dotychczas do spółek przekazano majątek o wartości ok. 500 mln zł.
W trakcie przebudowy jest Oddział Główny PGNiG. Stanie się on centralą grupy kapitałowej PGNiG, zarządzającą aktywami i pasywami grupy holdingowej. Zarząd firmy występuje do rządu i MSP, aby decyzja o utworzeniu spółki zależnej Górnictwo Naftowe zapadała nie wcześniej niż 1 stycznia 2007 r. Możliwość bilansowania gazu z importu i z krajowego wydobycia przez jedną strukturę (Oddział Główny PGNiG) wpływa na cenę gazu na krajowym rynku. Panuje opinia, iż dążenie do szybkiego wydzielenia tej spółki podyktowane chęcią zaspokojenia partykularnych interesów górnictwa naftowego.
Zdaniem zarządu firmy, wiele jest jeszcze do zrobienia w zakresie podnoszenia wydajności pracy i struktury kosztów. W porozumieniu ze związkami zawodowymi (stosowne dokumenty podpisano w lipcu tego roku) realizowany jest program restrukturyzacji zatrudnienia. Drugi kierunek to zwiększanie efektywności i rentowności przedsiębiorstwa.

Alianse PGNiG
Proces restrukturyzacji grupy jest przyspieszany z uwagi na planowany termin debiutu giełdowego. Wprowadzenie akcji firmy na warszawską giełdę zaplanowano w czwartym kwartale 2004 r. Proces przygotowań do prywatyzacji pozwoli szybciej się zrestrukturyzować i zacząć pracować, praktycznie od zaraz, nad podniesieniem wartości firmy. Chcąc być atrakcyjnym dla inwestorów PGNiG musi dokładanie określić strategię rozwoju, formułować program redukcji kosztów itd. To wymaga zmiany dotychczasowego sposobu patrzenia na plan rozwoju firmy.
Niebawem ma zostać wybrany doradca prywatyzacyjny. - Doradca będzie miał za zadanie przygotować spółkę do prywatyzacji, a więc m.in. zanalizować źródła ryzyka, opracować dokumentację (memorandum informacyjne, prospekt emisyjny), a także podjąć próbę ulokowania tych akcji u inwestorów – informował Marek Foltynowicz, wiceprezes PGNiG odpowiedzialny za restrukturyzację i prywatyzację spółki.
Do ogłoszonego 14 października przetargu na doradcę zarządu PGNiG ds. prywatyzacji spółki, zgłosiło się 11 firm. Przetarg jest dwuetapowy. W pierwszym etapie komisja przetargowa powołana w PGNiG zajmie się merytoryczną oceną ofert. Najlepsi zostaną zakwalifikowani do drugiego etapu, w którym zostanie dokonana ocena ofert cenowych.
PGNiG zamierza wprowadzić do obrotu giełdowego ok. 40 proc. akcji, ale ostateczna wielkość pakietu zostanie określona nie wcześniej niż w połowie 2004 r., po dogłębnej analizie sytuacji finansowej firmy i ustaleniach z MSP. Spółka chciałaby, aby w ramach prywatyzacji doszło do podwyższenia kapitału zakładowego (obecnie wynosi on 5 mld zł). Musi na to wyrazić zgodę resort skarbu, który może chcieć sprzedać swój pakiet z zamiarem uzyskania środków do budżetu państwa.
Prywatyzacją polskiego monopolisty gazowego są zainteresowani gazowi potentaci. Taka forma prywatyzacji oznaczałaby w praktyce przejęcie polskiej firmy. Dlatego PGNiG zakłada pozyskanie licznego akcjonariatu rozproszonego, przede wszystkim instytucji finansowych, głównie funduszy emerytalnych, oraz drobnych akcjonariuszy.- Kolejne kroki będziemy robić w oparciu o sojusze z partnerami w kraju i za granicą. Początkowo będą to wspólne przedsięwzięcia, a później będziemy chcieli łączyć się z nimi w inny sposób, nawet kapitałowo – poinformował Marek Kossowski.
Jeżeli MSP i przyszli akcjonariusze zaakceptują tę strategię, to w ciągu 1,5- 2 lat PGNiG wejdzie w alianse z zagranicznymi firmami gazowymi. Jako strategiczny partner pod uwagę brany jest NAK Naftogaz Ukrainy, ukraińska państwowa firma gazownicza. Najbliższe plany obejmują współpracę przy realizacji niektórych projektów na terenie Polski i Ukrainy, m.in. dotyczących zaopatrywania w gaz polskich zakładów chemicznych. PGNiG rozważa możliwość zainwestowania w ukraińskie gazociągi. Napraw i modernizacji wymagać będzie przede wszystkim stara tłocznia gazu Komarno, która przesyła gaz do punktu odbioru w Drozdowiczach.
Obie firmy rozmawiają też o tranzycie do Czech i Niemiec ukraińskiego gazu, do 4 mld m sześc. rocznie. NAK Naftogaz Ukrainy jest jednym z najważniejszych odbiorców gazu z Turkmenii, która posiada ogromne złoża gazu ziemnego, ale nie ma dostępu do infrastruktury przesyłowej, by eksportować go na Zachód. Ukraina zobowiązała się kupić ok. 250 mld m sześc. turkmeńskiego gazu w 25 lat. Cena surowca jest wyjątkowo atrakcyjna, gdyż wynosi ok. 45 dolarów za 1000 m sześc. (dla porównania za gaz jamalski kupowany w ramach kontraktu z Gazpromem/Gazeksportem płacimy ok. 110-120 dolarów/1000 m sześc.)
Za granicą PGNiG zamierza szukać partnerów m.in. na rynku litewskim, łotewskim i niemieckim. W obszarze dystrybucji rynek niemiecki jest rozdrobniony (obrót zmonopolizował Ruhrgas). Działa na nim ponad 700 spółek, wśród których można szukać partnerów zainteresowanych współpracą z PGNiG, a nawet związkami kapitałowymi. Jednym z nich mogłaby być firma VNG, dostarczająca do Polski gaz w ramach tzw. małego kontraktu norweskiego. Ceny gazu dla odbiorców domowych w Niemczech są wyższe niż w Polsce, co stwarza możliwość konkurowania.
Jeśli te plany się powiodą, za kilka lat PGNiG wkroczy na europejskie rynki gazownicze. Wcześniej musi zdywersyfikować portfel umów zakupu gazu. Mógłby się w nim znaleźć surowiec sprowadzany m.in. z Ukrainy i Kazachstanu. Może zaoferować także nasz rodzimy gaz.

Pośrednik ze złą reputacją
Jak poinformował Jerzy Staniewski, wiceprezes PGNiG wiceprezes ds. ekonomiczno-finansowych, wynik na koniec roku nie powinien w istotny sposób odbiegać od wyniku za 2002 r., kiedy firma wypracowała 339,5 mln zł netto. Wynik końcowy za 2003 r. zależeć będzie od tego, jak ostra będzie zima i jak będzie przebiegać windykacja należności od dłużników spółki. Do końca sierpnia spółka osiągnęła zysk w wysokości 408 mln zł brutto. Na ten korzystny wynik duży wpływ miał dużo niższy od zakładanego kurs dolara w stosunku do złotówki.
PGNiG jest obciążone wysokimi kosztami finansowymi, wynikającymi z dużego zadłużenia. Rocznie na jego obsługę i spłatę przeznacza około 2 mld zł. Wiceprezes Staniewski zapewnił jednak, że zadłużenie firmy maleje.
W 2003 r. spółka sprzeda o 1 mld m sześc. więcej gazu. Wzrost wartości sprzedaży będzie jednak niewielki, gdyż PGNiG o 16 proc. obniżyło spółkom dystrybucyjnym ceny rozliczeniowe za dostawy gazu.
Nieoficjalnie wiadomo, iż w tym roku znacznie wcześniej, bo już we wrześniu, rozpoczęto opróżnianie magazynów z zimowymi zapasami. Potwierdziło to obawy, iż gazu może zabraknąć. By się przed tym zabezpieczyć, PGNiG podpisał kontrakt na zakup 2 mld m sześc. gazu od NAK Naftogaz Ukrainy za pośrednictwem węgierskiej firmy Eural Trans Gas KFT, kontrolowanej przez NAK. PGNiG był zmuszony szybko znaleźć dostawcę po tym jak zerwał kontrakt na dostawy surowca od działającej na Ukrainie a zarejestrowanej w USA, spółki Sinclair (spółka nie wywiązywała się z umowy i nawet nie uruchomiła dostaw; PGNiG będzie dochodziło rekompensat).
Umowę na dostawy gazu do Polski podpisano 28 października 2003 r. w Budapeszcie. Sygnowały ją: PGNiG, NAK Naftogaz Ukrainy oraz Eural Trans Gas KFT. Wielkość dostaw w kontrakcie ustalono na 2 mld m sześc., które zostaną dostarczone do lipca przyszłego roku. Kontrakt zakłada możliwość przedłużenia współpracy i odbiór gazu w ilości 0,5 mld m sześc. w okresie od lipca 2004 r. do czerwca 2005 r. i 0,5 mld m sześc. w okresie od lipca 2005 r. do grudnia 2006 r. Umowa jest kontraktem trójstronnym i dostawa gazu jest zagwarantowana zarówno przez Eural TG, jak i przez NAK Naftogaz Ukrainy.
Dostawy rozpoczęły się 1 listopada. Do Polski płynie turkmeński gaz, przechowywany na Ukrainie w magazynach NAK. Cieniem na tym kontrakcie kładzie się fakt, iż pośrednika w tej transakcji, Eural TG, międzynarodowe media łączą z rosyjską mafią. PGNiG zapewniło, iż z posiadanych przez niego dokumentów, „nie wynika, aby firma Eural TG prowadziła działalność naruszającą prawo i zagrażającą wykonaniu podpisanego kontraktu.” Mimo to spółka zwróciła się do swoich partnerów handlowych o wyjaśnienia w tej sprawie. - Pole negocjacyjne mieliśmy zawężone, bo oprócz Eural TG, tylko Gazprom ma możliwość dostarczenia nam gazu. Ten jednak stwierdził, że do końca pierwszej połowy przyszłego roku nie ma możliwości zwiększenia dostaw – tłumaczył dziennikarzom prezes Kossowski.