Drogi gaz nie zatrzymał produkcji. Co planują koncerny?

W piątek cena gazu ziemnego na kluczowym europejskim rynku TTF zbliżyła się do 104 euro za 1 MWh, a na TGE w Polsce przekroczyła już 450 zł. To ogromny wzrost w porównaniu z dwoma miesiącami temu, gdy handlowano błękitnym paliwem w Holandii po 69 euro, a w Polsce po 301 zł.

Dziś za gaz trzeba na europejskich giełdach zapłacić ponad trzy razy więcej niż miało to miejsce w IV kwartale 2025 roku, kiedy ceny utrzymywały się na stabilnym poziomie, np. na TTF niemal przez całą ubiegłoroczną jesień w przedziale 27-32 euro.

Wysokie ceny surowca stanowią wyzwanie dla całego europejskiego przemysłu nawozowego. Ograniczanie produkcji przez część europejskich producentów wskazuje na skalę presji ekonomicznej, z jaką mierzy się branża.

Z perspektywy polskiego koncernu kluczowe jest utrzymanie stabilnej produkcji nawozów i zapewnienie dostaw dla polskiego rolnictwa. Rzeczniczka podkreśla istotną rolę rozwiązań systemowych, których celem jest wsparcie dla odbiorców końcowych produktów nawozowych.

Grupa kapitałowa Azoty prowadzi obecnie produkcję przy wykorzystaniu pełnych dostępnych zdolności wytwórczych, z uwzględnieniem sprawności instalacji, dostępności surowców, optymalizacji struktury produkcji i koncentracji na tych produktach, które zapewniają najkorzystniejszą relację między kosztami wytwarzania a cenami sprzedaży.

Rentowność zależy od relacji kosztów wytwarzania do cen sprzedaży, które różnią się w zależności od produktu i instalacji. Należy również pamiętać, że produkcja chemiczna odbywa się w ruchu ciągłym, a wyłączenie i ponowne uruchomienie instalacji, szczególnie w okresie zimowym, wiąże się z dodatkowymi kosztami i uwarunkowaniami technologicznymi.

W obecnie stosowanych na skalę przemysłową technologiach produkcji nawozów azotowych gaz jest zarówno surowcem do wytwarzania wodoru niezbędnego do produkcji amoniaku, jak i paliwem wykorzystywanym w procesach technologicznych. Amoniak stanowi podstawę masowej produkcji większości nawozów azotowych.

Wysokie ceny błękitnego paliwa bezpośrednio zwiększają koszty produkcji w grupie Azoty. Szczególnie jest to widoczne w produkcji nawozów azotowych, gdzie wydatki na zakup surowca stanowią 60-70 proc. ogółu ponoszonych kosztów.

Nie ma obecnie rozwiązania, które pozwalałoby w prosty sposób zastąpić gaz ziemny w istniejących instalacjach i utrzymać masową produkcję na porównywalną skalę oraz na konkurencyjnych warunkach ekonomicznych. W krótszej perspektywie kluczowe znaczenie mają modernizacja instalacji, poprawa efektywności energetycznej i optymalizacja procesów produkcyjnych.

Różne strategie koncernów

W lepszej sytuacji niż grupa Azoty są przedsiębiorstwa, w których wydatki na nabycie gazu stanowią tylko niewielką część ogółu ponoszonych kosztów. W grupie kapitałowej Kęty wynoszą one około 3 proc., co pozwala na nieznaczny wpływ na produkcję.

Średnia cena nabycia błękitnego paliwa jest wypadkową kilku lub nawet kilkunastu kontraktów zabezpieczających zawartych w okresie ostatniego półtora roku. W efekcie Kęty nie planują ograniczać zakupów tego surowca.

Zużycie gazu zależy głównie od wielkości produkcji, a ta jest na poziomie porównywalnym z poprzednim rokiem, więc zużycie zapewne jest również porównywalne. W przyszłości zużycie również będzie dostosowane do poziomu produkcji.

W KGHM-ie zużycie gazu jest obecnie nieznacznie niższe niż rok temu. Koncern informuje, że wysokie ceny surowca nie zakłócają ciągłości działalności operacyjnej ani produkcji metali, wpływają jednak na efektywność kosztową wytwarzania energii z własnych źródeł.

Na bieżąco analizujemy koszt wytwarzania energii w blokach gazowo-parowych i na tej podstawie dostosowujemy ich wykorzystanie do warunków rynkowych. Jeżeli ceny utrzymają się na wysokim poziomie, dalsze ograniczanie zużycia może dotyczyć przede wszystkim własnych jednostek wytwórczych (zamiana bloków gazowych na węglowe).

Koncern dostosowuje pracę własnych aktywów energetycznych do warunków rynkowych, zachowując ciągłość produkcji metali. Są to rozwiązania pozwalające ograniczać zużycie gazu do produkcji energii elektrycznej przez zmianę sposobu wykorzystania dostępnych mocy wytwórczych, ale mają one charakter krótkoterminowy.

Optymalizacja pracy źródeł energii nie oznacza bowiem, że gaz można zastąpić innym paliwem we wszystkich zastosowaniach przemysłowych. KGHM z powodu wysokich cen gazu nie rozważa jednak ograniczania produkcji metali, a obecna działalność operacyjna koncernu jest opłacalna.

Dla odbiorcy przemysłowego kluczowe są dwa wymiary rynku gazu: bezpieczeństwo dostaw i przewidywalność kosztów zakupu. W przypadku KGHM-u ważnym elementem zaopatrzenia są lokalne źródła gazu zaazotowanego (wydobywa go i dostarcza grupa Orlen).

Orlen i Unimot adaptują się

Grupa Orlen, kluczowy gracz w tym zakresie na polskim rynku, nie zamierza ograniczać swojej aktywności. Koncern działa jednocześnie jako producent, importer i odbiorca gazu, a jego segmenty biznesowe uzupełniają się i wzajemnie zabezpieczają przed ryzykiem cenowym.

Grupa zużywa duże ilości błękitnego paliwa w produkcji rafineryjnej, energii elektrycznej oraz nawozowej. Opłacalność produkcji w każdym z tych obszarów jest zróżnicowana i nie jest uzależniona wyłącznie od ceny jednego surowca.

Istotną rolę odgrywają również uwarunkowania technologiczne. Jedną z realnych technicznie i istotnych systemowo alternatyw dla gazu jest biometan. Grupa działa w tym zakresie dwutorowo, zgodnie ze strategią, budując własne moce wytwórcze oraz rozwijając możliwość kontraktowania biometanu od producentów zewnętrznych.

W pierwszym z tych przypadków jej ambicją jest zbudowanie portfela aktywów pozwalającego do 2035 r. osiągnąć produkcję biometanu na poziomie 240 mln m sześc. rocznie. W ten sposób biometan może stopniowo wzmacniać bezpieczeństwo surowcowe, wykorzystując krajowe zasoby i wspierając dekarbonizację.

Importerem i konsumentem gazu jest również Unimot. Spółka odmówiła nam jednak udzielenia informacji na temat ewentualnego ograniczenia produkcji w grupie ze względu na wysokie ceny surowca. Jednocześnie podała, że ze względu na prowadzoną politykę zarządzania marżami i hedging, zmiany cen błękitnego paliwa mają ograniczony wpływ na osiągane wyniki finansowe.

Obecnie przyczyniają się jednak do wzrostów kosztów finansowych, ze względu na wyższy kapitał zaangażowany w związku ze wzrostem cen gazu. Unimot już dziś widzi kilka alternatyw dla błękitnego paliwa, takich jak gaz LPG, olej opałowy, olej napędowy czy biopaliwo HVO, a także duży potencjał LNG.