Rynek hurtowy gazu ziemnego, ze względu na jego strukturę, nie może być uznany za rynek konkurencyjny, wobec czego ceny na tym rynku kształtowane są decyzjami taryfowymi Prezesa URE, uwzględniającymi strukturę tego rynku.
Na portfel gazu ziemnego sprzedawanego polskim odbiorcom składają się trzy strumienie:
− gaz wysokometanowy importowany (głównie z Rosji) – ok. 65% całego wolumenu, mieszany z nim
− gaz wysokometanowy wydobywany w kraju – ok. 25%
oraz
− gaz zaazotowany wydobywany w kraju, dostarczany do odbiorców odrębną siecią.
Cena gazu w taryfie hurtowej jest wypadkową kosztów pozyskania gazu z każdego z tych strumieni, kształtowanych odrębnie:
− cena gazu wysokometanowego importowanego, zgodnie z formułą kontraktową, kształtowana jest kwartalnie, jako pochodna cen określonych produktów ropopochodnych uśrednionych z okresu poprzednich trzech kwartałów, dynamika jej pozostaje więc w ścisłym związku z długookresowym trendem cen ropy naftowej;
− cena gazu wysokometanowego wydobywanego w kraju jest pochodną kosztów jego wydobycia;
− ceny gazów zaazotowanych kształtowane są jako równoważnik wartości jednostki energii zawartej w tych gazach, utrzymywany w stałej relacji do wartości tej jednostki w gazie wysokometanowym, stanowiącym mieszankę gazu krajowego i importowanego.
Z uwagi na permanentny wzrost cen produktów ropopochodnych od wczesnej wiosny 2004 do późnej jesieni 2005 (rysunek B3) w ciągu 2005 r. odnotowano 70% wzrost kosztu zakupu paliwa gazowego z importu (w cenach wyrażonych w USD), z dalszą tendencją wzrostową. Wzrost ten był opóźniony względem zmian cen ropopochodnych z uwagi na charakter formuły kontraktowej (rysunek B4). Na podkreślenie zasługuje fakt, że opóźnienie to może być przyczyną odwrócenia dynamiki zmian cen ropy i gazu: w okresach spadku cen ropy cena gazu może jeszcze wzrastać, w okresach wzrostu cen ropy cena gazu może przejściowo spadać.
Skutkiem zmiany cen ropopochodnych była trzykrotna w ciągu 2005 r. korekta cen gazu w taryfie hurtowej (PGNiG SA), na poziomie skumulowanym ok. 26%. Na znaczące osłabienie dynamiki wzrostu cen gazu w taryfie hurtowej względem kosztu pozyskania dominującej części gazu sprzedawanego odbiorcom złożyły się dwa czynniki:
− Prezes URE nie dopuścił, by koszt pozyskania gazu krajowego został w taryfie PGNiG SA ustalony na poziomie ceny importowej, lecz utrzymał obowiązującą dotychczas zasadę kalkulowania ceny wypadkowej gazu wysokometanowego jako średniej ważonej ceny importowej i kosztu wydobycia,
− dynamikę taryfy hurtowej – kalkulowanej w PLN – osłabiła zmiana kursu PLN względem USD; bowiem w 2005 r. złotówka podlegała istotnemu wzmacnianiu.
Dynamika wzrostu taryf dystrybucyjnych była z kolei znacząco obniżona względem taryfy hurtowej z uwagi na fakt, że (od października 2003 r.) nie ulegały zmianie stawki opłat sieciowych. Łączne faktury wystawiane odbiorcom końcowym rosły więc tym mniej, im większy na nich udział miały opłaty dystrybucyjne.
Rysunek B3. Dynamika cen ropopochodnych, wg Platt’s Oilgram Price Report
Rysunek B4. Ilustracja zależności cen gazu od cen ropopochodnych[1]
a) ogólna zależność
b) dynamika cen gazu w zależności od kształtu krzywej cen ropopochodnych (wariant 1)
c) dynamika cen gazu w zależności od kształtu krzywej cen ropopochodnych (wariant 2)
[1] Dla celów tej prezentacji przyjęto poglądowe „umowne” ceny ropopochodnych i gazu (ich wartości zróżnicowano w relacji 1,00/0,98 dla zachowania czytelności wykresów).
|
|