Prezes PGNiG: Problemy z przedłużeniem koncesji

Z wielkim niepokojem obserwujemy zmiany, jakie zaszły w procesie przyznawania koncesji na naszym rynku. Czekamy na przedłużenie lub zmianę ponad 30 koncesji na wydobycie węglowodorów, w tym dla naszego największego złoża Przemyśl – mówi w wywiadzie Piotr Woźniak, prezes Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa.

Krajowe wydobycie gazu ziemnego od kilku lat powoli, ale systematycznie, spada. Czy jest szansa na odwrócenie tego trendu?

Nasza zasada działania jest prosta: skoro rachunek ekonomiczny wskazuje, że polski gaz jest najtańszy, musimy zrobić wszystko, by każde złoże, które spełnia warunki geologiczne, sczerpać do końca. Polska nie jest krajem bogatym w węglowodory, dlatego tym bardziej powinniśmy dbać o pełne wykorzystanie zasobów. Wydobycie krajowe jest ważne dla bezpieczeństwa energetycznego Polski, dlatego z wielkim niepokojem obserwujemy zmiany, jakie zaszły w procesie przyznawania koncesji na naszym rynku. W tej chwili czekamy na przedłużenie lub zmianę ponad 30 koncesji na wydobycie węglowodorów, w tym dla naszego największego i najbardziej perspektywicznego złoża Przemyśl. Tylko w tym roku wykonaliśmy na nim dwa kolejne odwierty Przemyśl 299k i 303k i szacujemy, że roczna produkcja gazu ziemnego z obydwu otworów wynosić będzie około 10 mln m sześc. Teoretycznie wnioski koncesyjne powinny być rozpatrzone w ciągu miesiąca, a w sprawach szczególnie skomplikowanych w dwa miesiące. W mniej więcej połowie przypadków terminy zostały już przekroczone. Dla przykładu, na zmianę koncesji Kamień Mały (woj. lubuskie) czekamy ponad 2,5 roku. Tymczasem to trzecie pod względem wielkości wydobycia złoże ropy w Polsce. Kolejna ważna koncesja, na której zmianę czekamy, to Kościan (woj. wielkopolskie). Pozyskiwany tam surowiec stanowi istotne źródło zaopatrzenia odazotowni w Odolanowie, produkującej nie tylko gaz wysokometanowy ale też hel i LNG. W dniu, w którym kończy się termin ważności, koncesji nie możemy dalej pozyskiwać surowców z odkrytych złóż, mimo że moglibyśmy je jeszcze długo eksploatować. W takiej sytuacji prawo jest bezwzględne – nakazuje likwidację urządzeń i rekultywację terenu kopalni. Likwidacja i rekultywacja to procesy, które trzeba wcześniej zaplanować i które wymagają długiego czasu realizacji oraz wiążą się z dodatkowymi kosztami. Racjonalna gospodarka złożem wymaga jego sczerpania w maksymalnym zakresie.

Dlaczego proces przedłużania koncesji tak długo trwa?

Przepisy od wielu lat są takie same, jednak organ koncesyjny od stycznia 2018 roku zmienił ich interpretację. Dotyczy to spraw związanych z dostępem do gruntu, na którym są lub mają być prowadzone prace wydobywcze. Dotychczas organ koncesyjny wydawał pozytywną decyzję na podstawie oświadczenia, że wnioskodawca stara się o dostęp do gruntu lub taki posiada. Teraz ten dostęp trzeba, poza oświadczeniem, dodatkowo udokumentować przed organem np. w formie dzierżawy lub własności. Mimo ogromnych starań, w wielu przypadkach np. na Podkarpaciu, niezmiernie trudno jest ustalić, kto jest właścicielem gruntu. To m.in. efekt trwających latami postępowań spadkowych. Dość często takich postępowań w ogóle nie ma, bo spadkobiercy nie są zainteresowani ich prowadzeniem. Wyjechali za granicę i nie pozostawili żadnych danych kontaktowych.

Jakie konsekwencje dla PGNiG może mieć dalszy spadek krajowego wydobycia?

W najbliższych trzech latach aż 70 naszych krajowych koncesji wydobywczych będzie wymagało przedłużenia. To dużo zważywszy na fakt, że obecnie posiadamy ich 202. Wydawanie w terminie decyzji w dużej części może być zagrożone. Sytuacja ta dotyczy również wniosków o wydanie tzw. koncesji poszukiwawczo-rozpoznawczych i łącznych. Tu terminy na ich rozpatrzenie zostały przekroczone w około dziesięciu przypadkach. W skrajnych sytuacjach opóźnienia przekraczają dwa lata. Jeśli opóźnienia się utrzymają, oznacza to dla naszej grupy utratę przychodów. To również wymierne straty dla polskiego bilansu gazowego. Mniej krajowego surowca oznacza, że zamiast korzystać z najpewniejszego i najtańszego źródła gazu – co ma swoje przełożenie na cenę – będziemy zmuszeni do dodatkowych zakupów z importu.

Ciągle niewielkie wydobycie gazu ma miejsce w Norwegii. Skąd PGNiG weźmie surowiec na zapełnienie niemal całej przepustowości zarezerwowanej w gazociągu Baltic Pipe, który ma połączyć Polskę z tamtejszymi złożami?

Po pierwsze planujemy wzrost wydobycia na już posiadanych koncesjach. W ubiegłym roku wyniosło ono ponad 0,5 mld m sześc. Dzięki inwestycjom, zrealizowanym w ostatnich latach oraz uruchomieniu produkcji ze złoża Aerfugl (dawniej Snadd) planowanym w 2020 roku i Tommeliten Alpha w 2023 roku, liczymy na dość szybkie i dynamiczne zwyżki. W perspektywie 2024 roku prognozujemy, że nasze własne wydobycie powinno już sięgać 1,4 mld m sześc. Mniej więcej o drugie tyle chcemy zwiększyć produkcję własną z zakupu kolejnych złóż. Pozostały surowiec zamierzamy kupić od innych firm wydobywających gaz w Norwegii. Norweski rynek ma ogromny potencjał w zakresie wydobycia węglowodorów. Zgodnie z danymi Norweskiego Dyrektoriatu Naftowego (stan na 31.12.2017 r.) po 50 latach od pierwszych odkryć na Norweskim Szelfie Kontynentalnym wydobyto niespełna 45 proc. zasobów węglowodorów.

Kiedy można się spodziewać zakupów nowych złóż?

Cały czas prowadzimy w tej sprawie rozmowy. Liczymy, że wkrótce ogłosimy nową transakcję. Co do zasady szukamy złóż znajdujących się w pobliżu infrastruktury przesyłowej, aby nie było problemów z transportem gazu poprzez Baltic Pipe do Polski. Przy podejmowaniu decyzji inwestycyjnych kluczowa jest cena i regularność dostaw.

W tym roku PGNiG chce wykonać w Norwegii pierwszy odwiert jako operator koncesji. Jaki jest haromonogram związanych z tym prac?

Prace poszukiwawcze jako operator planujemy na koncesji o numerze PL838, w której mamy 40 proc. udziałów. Po 30 proc. udziałów należy z kolei do Aker BP i DEA Norge. W najbliższych tygodniach powinniśmy zakończyć proces odbioru półzanurzalnej platformy wiertniczej VI generacji – Odfjell Deepsea Nordkapp. Wykorzystamy ją do wykonania otworu poszukiwawczego na tzw. prospekcie Shrek. Rozpoczęcie prac planujemy tam w III kwartale tego roku.

Koncesje posiadacie jeszcze m.in. w Zjednoczonych Emiratach Arabskich i Pakistanie. Jak tam przebiegają poszukiwania?

Prawdopodobieństwo osiągnięcia sukcesu w ZEA, rozumiane jako odkrycie złóż nadających się do komercyjnej eksploatacji, jest duże. W przetargu wygraliśmy z największymi światowymi graczami w naszej branży. Od dnia wygranej w przetargu do dnia podpisania umów upłynął zaledwie miesiąc. Życzyłbym sobie, żeby takie tempo rozstrzygnięć obowiązywało przy krajowych koncesjach. Warunki regulacyjne w ZEA sprzyjają wszystkim przedsiębiorcom. Obecnie przygotowujemy szczegółowy harmonogram prac poszukiwawczych. Według analiz, przeprowadzonych przez Oil and Gas Journal w styczniu 2017 roku, Zjednoczone Emiraty Arabskie plasują się na siódmym miejscu w zestawieniu największych, światowych zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego. Także Pakistan to dla nas wciąż bardzo perspektywiczny obszar działalności. Rozpoczęliśmy tu właśnie odwiert eksploatacyjny Rehman-6 na złożu Rehman, w obrębie koncesji wydobywczej Kirthar. W tym roku planujemy ponadto włączyć do eksploatacji jeszcze dwa nowe odwierty oraz rozpocząć wiercenie kolejnych czterech otworów. Zapotrzebowanie Pakistanu na paliwo gazowe wciąż rośnie. Taka sytuacja stwarza dla nas korzystne warunki do kolejnych inwestycji w tym kraju.

Czy i ewentualnie w jakich krajach grupa PGNiG rozważa jeszcze prowadzenie działalności poszukiwawczo-wydobywczej?

Interesuje nas również basen Morza Kaspijskiego, jednak tamtejszy region utrzymuje się pod dominującym wpływem rosyjskich koncernów Rosnieft i Łukoil. Obserwujemy też złoża i koncesje w Rumunii, Austrii oraz w basenie Morza Śródziemnego np. w Izraelu. W ostatnich dziesięciu latach dokonano tam licznych odkryć bardzo dużych złóż. Dostępność gazu w tamtym regionie jest znacznie większa, niż potrzeby tamtejszego rynku. Warto zwrócić uwagę na basen lewantyński i na największe odkrycia – złoża Lewiatan i Afrodyta. Jest tam także wydobywany gaz ze złóż Zohr w Egipcie i Tamar w Izraelu. Chcemy rozwijać się na osi północ–południe, dlatego kibicujemy realizacji planu budowy gazociągu EastMed z Morza Śródziemnego przez Kretę do Grecji.

Już kilka lat trwa postępowanie arbitrażowe, w którym domagacie się od rosyjskiego Gazpromu obniżki cen gazu ziemnego importowanego w ramach kontraktu jamalskiego. Kiedy można się spodziewać ostatecznego rozstrzygnięcia?

Nasz kontrahent na różne sposoby stara się przedłużyć postępowanie, bo zdaje sobie sprawę, że będzie musiał zapłacić duże odszkodowanie. W ubiegłym roku Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie przyznał, że w listopadzie 2014 roku złożyliśmy ważny i skuteczny wniosek w sprawie obniżki cen gazu importowanego w ramach kontraktu jamalskiego. Ponadto spełniony został kontraktowy wymóg, uprawniający nas do żądania obniżenia ceny za gaz. Tym samym nasze roszczenie o ustalenie nowej, niższej ceny jest zasadne. Jaka to będzie cena, Trybunał dopiero zdecyduje. Naszym zdaniem Gazprom już nie ma możliwości przedłużania postępowania, dlatego liczymy na ostateczny wyrok w tym roku.

CV

Piotr Woźniak jest prezesem PGNiG od lutego 2016 r. W latach 90. był doradcą ministra rolnictwa i ministra przemysłu, a potem radcą handlowym w Ambasadzie RP w Kanadzie. W latach 2000–2002 pełnił funkcję wiceprezesa PGNiG. Od października 2005 r. do listopada 2007 r. był ministrem gospodarki, a od grudnia 2011 do grudnia 2013 r. wiceministrem środowiska i głównym geologiem kraju. TRF