Podstawowym kryterium jest i będzie cena gazu

– Skoro z Norwegii gaz sprowadzają Wielka Brytania, Belgia, Niemcy, Francja, to znaczy, że to się od dawna opłaca – mówi w wywiadzie dla „Parkietu" Piotr Woźniak, prezes PGNiG.

Kolejne zakupy złóż ropy i gazu w Norwegii oraz odkrycia na obszarach już posiadanych tam koncesji to tylko kwestia czasu – przekonuje Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo. Od 2022 r. koncern zamierza przesyłać z kontrolowanych tam złóż do Polski około 2,5 mld m sześc. błękitnego paliwa rocznie, a resztę chce kupować od innych firm wydobywczych. Celem jest pozyskanie takich ilości surowca (łącznie z LNG), żeby zastąpić dostawy ze Wschodu. W ubiegłym roku PGNiG sprowadziło z Rosji niespełna 9,7 mld m sześc. błękitnego paliwa. – Skoro z Norwegii gaz sprowadzają Wielka Brytania, Belgia, Niemcy, Francja, to znaczy, że to się od dawna opłaca – mówi w wywiadzie dla „Parkietu" Piotr Woźniak, prezes PGNiG. Zapewnia, że na tamtejszym szelfie jest dostęp do konkurencyjnego cenowo surowca. W 2017 r. zaspokoił on 25 proc. europejskiego popytu.

PGNiG stosunkowo tani gaz pozyskuje też w postaci LNG. Chodzi zwłaszcza o ostatnio podpisane kontrakty z firmami z USA. – Gaz z tych kontraktów – nawet po uwzględnieniu wszystkich kosztów – jest obecnie dużo tańszy niż surowiec z kierunku wschodniego. Różnicę szacujemy na 20 do 30 proc. – mówi Woźniak. Dodaje, że cena oparta jest na rynkowych notowaniach gazu w amerykańskim hubie Henry Hub.

Niedawno PGNiG informowało o zakupie udziałów w norweskich złożach ropy i gazu oraz o nowych odkryciach w kraju. Czy te inwestycje są opłacalne?

Jako spółka giełdowa decyzje podejmujemy w oparciu o rachunek ekonomiczny. Dotyczy to każdego obszaru naszej działalności. Warto podkreślić, że dla inwestorów najbardziej interesująca – bo zyskowna – jest nasza działalność w obszarze wydobycia. Geologia to nasza podstawowa kompetencja i działamy na tym polu nie tylko w kraju, ale też m.in. w Pakistanie i Norwegii. Zgodnie ze strategią grupy kapitałowej w latach 2017–2022 przeznaczymy na segment poszukiwania i wydobycia ok. 15 mld zł. Przez 1,5 roku zainwestowaliśmy w ten obszar 1,8 mld zł. Blisko 70 proc. wyniku EBITDA grupy kapitałowej, zgodnie z szacunkami finansowymi za III kwartały tego roku, pochodzi właśnie z upstreamu.

Od wielu lat PGNiG wydobywa w Polsce ok. 4 mld m sześc. gazu rocznie. Ostatnio dokonano jednak kilku nowych odkryć. Czy to oznacza, że wydobycie wzrośnie?

W tym roku prognozujemy pozyskanie z naszych zasobów 3,8 mld m sześc., a w przyszłym 3,9 mld m sześc. gazu. Naturalnym zjawiskiem jest wyczerpywanie się eksploatowanych złóż, dlatego ważne są dla nas odkrycia nowych horyzontów złożowych i zwiększanie mocy produkcyjnych w już działających kopalniach gazu. Pomagają nam w tym nowe metody i narzędzia analityczne. Nasz wysiłek i nakłady opłacają się – krajowy surowiec zawsze jest najbardziej efektywny ekonomicznie. Dlatego podjęliśmy starania, by odwrócić trend spadkowy sprzed kilku lat i w 2016 r. opracowaliśmy nową koncepcję poszukiwań i wydobycia gazu. Na jej podstawie przeprowadziliśmy na Podkarpaciu badania, podczas których wykonaliśmy największe w Europie trójwymiarowe zdjęcie sejsmiczne o powierzchni prawie 1,3 tys. km kw. Wyniki są bardzo obiecujące, zwłaszcza na terenach leżących na południe i zachód od Przemyśla.

Kiedy te nowe odkrycia przełożą się na dodatkowe ilości gazu w krajowej sieci?

Szacujemy, że w ciągu pięciu lat wydobycie gazu na Podkarpaciu wzrośnie o 28 proc., do 1,75 mld m sześc. Jesteśmy zadowoleni z efektów prac w okolicach Kramarzówki. Tamtejszy gaz znajduje się w tzw. miocenie niekonwencjonalnym – w nieeksploatowanej do tej pory komercyjnie formacji geologicznej – jej zasoby na Podkarpaciu mogą wynosić nawet 100 mld m sześc. Sama Kramarzówka to między 10 a 12 mld m sześc. gazu, który już w połowie 2019 r. trafi do sieci. Ale innych miejsc, gdzie jeszcze możemy dokonać nowych odkryć, jest co najmniej kilka. Jednym z nich jest obszar wzdłuż naszej granicy z Ukrainą w okolicach Nowych Sadów. W przyszłym roku planujemy tam odwiert o głębokości ok. 5,6 km. Wówczas okaże się, czy mamy do czynienia z kolejnymi zasobami błękitnego paliwa. Jak na krajowe warunki duże złoża eksploatujemy i odkrywamy na tzw. Niżu Polskim, w województwach wielkopolskim i lubuskim. Ropa naftowa jest pozyskiwana praktycznie tylko tam. Stosunkowo duże pokłady surowca odkryliśmy m.in. w okolicach Kórnika i Środy Wielkopolskiej. Dzisiaj łączna liczba odwiertów eksploatacyjnych, z których uzyskujemy gaz i ropę, wynosi 427. Do 2022 r. w Lubuskiem i w Wielkopolsce wykonamy jeszcze 38 nowych odwiertów oraz rozbudujemy kopalnie ropy i gazu. Dziś około dwóch trzecich gazu pozyskujemy na Niżu Polskim, a resztę na Podkarpaciu. Ostatnio intensyfikujemy również prace w północno-zachodniej części Pomorza. Zakładamy, że gaz z nowo odkrytych tam złóż zasili tzw. Pętlę Północną (infrastruktura gazowa związana z eksploatacją w północno-zachodniej Polsce – red.) – w tym lokalnych odbiorców. Działamy w tym rejonie na obszarze czterech koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy i gazu oraz wydobywanie ropy i gazu. Ich potencjalne zasoby wynoszą ok. 5,5 mld m sześc. gazu oraz ok. 530 tys. ton ropy.

Dużą część pieniędzy przeznaczacie na zagraniczne poszukiwania i wydobycie. Czy Norwegia nadal będzie głównym kierunkiem ekspansji grupy?

W Norwegii jesteśmy obecni już ponad 11 lat. Obowiązują tam zdrowe zasady handlowe, a warunkiem koniecznym dla partnerów przystępujących do transakcji jest ich wiarygodność. Od 2022 r. zamierzamy przesyłać stamtąd do Polski z własnych złóż ok. 2,5 mld m sześc. błękitnego paliwa rocznie. Resztę planujemy zakupić od innych firm wydobywczych działających w Norwegii. Dziś posiadamy tam 20 koncesji, w tym pięciu złóż produkcyjnych. Zagospodarowaliśmy duże złoże Gina Krog. Niedawno informowaliśmy o planie zagospodarowania kolejnego złoża – Fogelberg oraz zakupie udziałów w złożu Tommeliten Alpha. Dzięki temu ostatniemu od 2024 r. zwiększymy wydobycie o 0,5 mld m sześc. rocznie przez pierwsze sześć lat eksploatacji złoża. Oceniamy, że kolejne badania mogą wykazać, że jego zasoby są jeszcze większe. Wiążemy też duże nadzieje z dalszymi poszukiwaniami na obszarze nabytej koncesji, ponieważ znajduje się ona w bliskim sąsiedztwie jednego z największych złóż węglowodorów w Europie – Ekofisk. Kolejne zakupy, ale i odkrycia na obszarach już posiadanych koncesji to kwestia czasu. Skoro z Norwegii gaz sprowadzają Wielka Brytania (gazociągami Langeled i Vesterled), Belgia (gazociągiem Zeepipe), Niemcy (gazociągami Norpipe, Europipe I i II), Francja (gazociągiem Franpipe) to znaczy, że to się od dawna opłaca. Na norweskim szelfie jest dostęp do konkurencyjnego cenowo surowca. W 2017 r. zaspokoił on 25 proc. popytu Europy.

PGNiG coraz większą aktywność wykazuje też na rynku skroplonego gazu (LNG). Czy zakupy surowca z amerykańskich instalacji, których jeszcze nie ma, nie są obarczone zbyt dużym ryzykiem?

Kontrakty na zakup LNG zawieramy na dwa różne sposoby na bazie FOB (free-on-board) lub DES (delivered ex-ship), a ocenę ryzyka sporządzamy osobno dla każdej transakcji. Obie umowy z amerykańskim Venture Global LNG są oparte na formule FOB. Oznacza to, że surowiec będziemy odbierać sami, bezpośrednio z nowych terminali. Następnie możemy go przetransportować do Polski albo sprzedać w dowolnym miejscu na świecie. Cena kontraktowa, podobnie jak w przypadku ostatnio podpisanej długoterminowej umowy z Cheniere, oparta jest na rynkowych notowaniach gazu w hubie amerykańskim Henry Hub. Daje nam to pewność, że nie będziemy przepłacać. Gaz z tych kontraktów – nawet po uwzględnieniu wszystkich kosztów – jest obecnie dużo tańszy niż gaz z kierunku wschodniego. Różnicę szacujemy na 20 do 30 proc. Dostawy w ramach kontraktu zawartego z Cheniere będą realizowane według formuły (DES), co oznacza, że sprzedający dostarcza LNG do terminala w Świnoujściu. Informacje o amerykańskich instalacjach LNG cytowane za mediami rosyjskimi są nieprawdziwe. Firma Cheniere operuje od 2016 r. terminalem Sabine Pass i kończy budowę zakładu w Corpus Christi – obie instalacje są nad Zatoką Meksykańską.

Część analityków obawia się jednak, że LNG może być droższe niż rosyjski surowiec kupowany przez PGNiG na podstawie kontraktu jamalskiego?

Nie podpisujemy żadnych umów, w których cena za gaz byłaby wyższa od tego, co płacimy Gazpromowi. W przestrzeni medialnej zdarzają się nieprawdziwe opinie, że kupowane przez nas LNG może być droższe od rosyjskiego gazu. Rozliczamy się przed akcjonariuszami, inwestorami i jako zarząd odpowiadamy za gospodarność prowadzonych inwestycji i wydatków. Wszyscy odrobiliśmy lekcję z 2010 r., kiedy na skandalicznych warunkach nasi poprzednicy przedłużyli kontrakt jamalski. Dlatego w Trybunale Arbitrażowym w Sztokholmie złożyliśmy pozew z żądaniem obniżenia ceny w tym kontrakcie. W wyroku częściowym trybunał przyznał nam rację. Działamy z pobudek ekonomicznych. Konsekwencje tamtej decyzji ponosimy do dziś. Gdybyśmy w 2001 r. trzymali się postanowienia o budowie połączenia z Norwegią, dziś mielibyśmy dostęp do tamtejszych złóż. Teraz zapewni nam to budowa gazociągu Baltic Pipe. Polska musi mieć infrastrukturę na poziomie swoich europejskich sąsiadów i możliwość wyboru najlepszej oferty. Konieczne jest tutaj wyjaśnienie pojawiających się czasami opinii na temat naszych inwestycji na koncesjach norweskich jako potrzebnych do uzasadnienia opłacalności budowy gazociągu Baltic Pipe. To zupełne nieporozumienie. Obejmujemy koncesje na szelfie Morza Północnego, żeby zastąpić dostawy ze strony wschodniej, a nie po to, by uzasadniać jakiekolwiek inwestycje. Baltic Pipe jest potrzebny, żeby przesyłać nasz własny gaz z szelfu na krajowy rynek w sposób i na zasadach przestrzeganych w przemyśle gazowym Europy – bez ryzyka nieuzasadnionych przerw. Celem jest konkurencyjny rynek gazu, którego warunkiem jest infrastruktura gazociągowa w pełni podległa regulacjom III Pakietu Energetycznego UE. Do takiego celu służy gazociąg Baltic Pipe, a nie odwrotnie.

Do Polski trafia coraz więcej surowca. Z jakich kierunków?

Musimy kupować więcej gazu, bo w Polsce dynamicznie rośnie jego zużycie, z 15 mld m sześc. w 2015 r. do 17 mld m sześc. w 2017 r. Taka tendencja utrzyma się też w najbliższych latach. Jeśli chodzi o zakupy paliwa z Rosji, to w jednych miesiącach kupujemy więcej niż średnia z poprzednich lat, w innych mniej, ale co do zasady roczne wolumeny dostaw są podobne. Natomiast dodatkowe ilości gazu, potrzebne do zaspokojenia rosnącego zapotrzebowania, były i nadal będą dostarczane m.in. z USA, Kataru, Norwegii poprzez Terminal im. Prezy denta Lecha Kaczyńskiego w Świnoujściu. Podstawo- wym kryterium decydującym o tym, skąd przypływa suro- wiec do Polski, jest i będzie jego cena.

CV

Piotr Woźniak jest prezesem PGNiG od lutego 2016 r. W latach 1990–1991 był doradcą ministra rolnictwa i ministra przemysłu, a w latach 1992–1996 pełnił funkcję radcy handlowego w Ambasadzie RP w Kanadzie. Potem na trzy lata związał się z PGNiG. Najpierw był członkiem rady nadzorczej, a od czerwca 2000 r. wiceprezesem ds. handlu i restrukturyzacji. Od października 2005 r. do listopada 2007 r. był ministrem gospodarki, a od grudnia 2011 r. do grudnia 2013 r. wiceministrem środowiska i głównym geologiem kraju. TRF