Rozmowę prowadzi Leszek Szmidtke, dziennikarz PPG i Radia Gdańsk.
Leszek Szmidtke: W polskim bilansie energia produkowana z gazu stanowi około 3 proc. Średnia europejska wynosi nieco ponad 20 proc. Również gospodarstwa domowe w naszym kraju zużywają znacznie mniej gazu niż europejska średnia. Jeżeli do tego dołączymy politykę Komisji Europejskiej, to gaz ma dobre perspektywy.
Sławomir Hinc: Tak. W energetyce przyjęcie unijnych pakietów klimatycznych ograniczy zużycie węgla. Ponadto preferowanie energetyki odnawialnej, szczególnie wiatrowej, cechującej się dużą niestabilnością, zmusza do uzupełniania produkcji energii elektrycznej produkcją pochodzącą z elektrowni gazowych.
Póki co, niemal cała energetyka opiera się na węglu. Tymczasem elektrownie gazowe trzeba dopiero wybudować i to będzie kosztowna inwestycja.
3 proc. udział energii produkowanej z gazu pokazuje skalę przyszłych inwestycji, ale też elektrownie węglowe w większości są przestarzałe i również wymagają modernizacji lub zastąpienia nowymi. Jeszcze większe pieniądze trzeba wydać na energetykę jądrową, więc w każdym przypadku mówimy o miliardach złotych.
Ile elektrowni gazowych buduje lub zamierza wybudować PGNiG?
Kończymy projekt budowy elektrociepłowni w Stalowej Woli. Naszym partnerem jest Tauron. Budujemy kilka lokalnych elektrowni stosujących skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i cieplnej, między innymi nieopodal naszego magazynu w Wierzchowicach. Podobne inwestycje mogą powstać przy magazynach w Mogilnie i Kosakowie. Planowaliśmy razem z Energą i Lotosem inwestycje w Gdańsku, ale ostateczne decyzje zapadną zapewne po przekształceniach własnościowych w obu tych spółkach. Przyglądamy się również projektom elektrowni gazowych we Włocławku i Płocku. Inwestorami są Orlen i Gaz de France Suez. Do 2015 r. planujemy wybudowanie elektrowni o łącznej mocy 300 MW. Oczywiście, są bariery w rozpowszechnianiu tego surowca w energetyce, przede wszystkim stosunkowo wysoka cena. Natomiast za gazem przemawia elastyczność, możliwość szybkiego wykorzystania w porze szczytów oraz ograniczenia w dostawach energii wiatrowej.
Energetyka pozwala nam lepiej wykorzystać gaz, wydłużyć łańcuch budowy wartości. Umożliwia też odejście od ryzyka, jakim jest regulacja cen na rynku gazu. Kształtowanie cen jest generalnie dużym ryzykiem, a efekty regulacji są trudne do oszacowania. Ceny energii elektrycznej, choć po części regulowane, mają zdecydowanie bardziej rynkowy charakter.
Jakie będzie miejsce energetyki w rozwoju PGNiG?
Jesteśmy spółką gazowo-naftową i dlatego swoją przyszłość budujemy na upstreamie. Energetyka pozwala nam lepiej wykorzystać gaz, wydłużyć łańcuch budowy wartości. Umożliwia też odejście od ryzyka, jakim jest regulacja cen na rynku gazu. Kształtowanie cen jest generalnie dużym ryzykiem, a efekty regulacji są trudne do oszacowania, szczególnie podczas rozmów z instytucjami finansowymi o kredytowaniu inwestycji. Ceny energii elektrycznej, choć po części regulowane, mają zdecydowanie bardziej rynkowy charakter.
W energetyce odbiorca indywidualny, wskutek urzędowej regulacji, często powoduje straty. Czy dla spółek gazowych gospodarstwa domowe również bywają deficytowe?
Nie, i proszę nie traktować naszych planów jako chęci zamiany odbiorców indywidualnych na elektrownie. Energetyka ma uzupełniać obecny portfel, a nie go zastępować. Na polskim rynku zużywa się około 14 mld m3 gazu. To dużo mniej niż w innych porównywalnych krajach europejskich, dlatego chcemy poszerzyć rynek.
Mówiąc przewrotnie, macie sojusznika w Komisji Europejskiej i pakietach klimatycznych. Gdzie wzrost będzie najbardziej dynamiczny?
Szacujemy, że właśnie w energetyce. Natomiast w przypadku klientów indywidualnych można mówić o stabilizacji na obecnym poziomie. Wprawdzie będzie przybywało odbiorców, ale rozwój termomodernizacji spowoduje równoważenie się zużycia. Większego wzrostu spodziewamy się wśród odbiorców przemysłowych. Około 2020 r. zużycie będzie w granicach 18–20 mld m3 gazu rocznie. Oczywiście decydujące znaczenie będą miały kierunki rozwoju gospodarki, zmiany w polityce klimatycznej oraz preferencje firm.
W Stanach Zjednoczonych gaz łupkowy trochę na rynku zamieszał. Wpłynął na cenę i zmniejszenie importu gazu LNG. W Polsce będzie podobnie?
Z importu pochodzi 2/3 zużywanego w Polsce gazu, reszta ze złóż krajowych. Jeżeli potwierdzą się optymistyczne szacunki dotyczące gazu łupkowego, to można się spodziewać istotnych zmian na rynku. W PGNiG poważnie też myślimy o wyjściu poza granice Polski. Musimy jednak poczekać na wiarygodne informacje o stanie złóż.
Jak szerokie jest i będzie zaangażowanie PGNiG?
Mamy 13 koncesji w szerokim pasie ciągnącym się przez niemal całą Polskę, od Pomorza Gdańskiego, poprzez Mazowsze, Lubelszczyznę, do pogranicza z Ukrainą. Ministerstwo Środowiska wydało na tym terenie wiele koncesji, w tym amerykańskim firmom, które mają doświadczenie w poszukiwaniach na terenie USA. Podmioty zagraniczne, podobnie jak my, prowadzą badania. Na początku musi być interpretacja danych dostępnych, później badania sejsmiczne, kolejne interpretacje i dopiero wtedy zapadną decyzje o pierwszych odwiertach. Podobnie jak nasza konkurencja, zaczęliśmy odwierty, między innymi w okolicach Wejherowa. W ciągu kilku następnych lat dowiemy się, czy mamy gaz z łupków i czy nadaje się on do eksploatacji. Wtedy też będziemy mogli powiedzieć, jaki będzie koszt wydobycia i sprzedaży.
Gaz będzie importowany, ale również może być eksportowany. Czy PGNiG jest już w blokach startowych?
Nawet już wystartowaliśmy. Rejestrujemy spółkę w Niemczech, która na przełomie 2011 i 2012 r. zacznie działalność operacyjną. Będzie sprzedawać gaz na rynku niemieckim, ale także działać na rynku hurtowym. Również ropa będzie przedmiotem jej działalności, tym bardziej że w tym czasie rozpoczniemy wydobycie ze złóż norweskich. Chcemy się uczyć zasad, na jakich funkcjonuje niemiecki czy – szerzej – europejski rynek, nim te mechanizmy zaczną działać u nas.
Czego jeszcze się spodziewacie po niemieckim rynku?
To jest sześciokrotnie większy rynek niż nasz. Osiągnięcie 5-proc. udziału w Niemczech jest porównywalne wolumenowo z 30–40-proc. udziałem w polskim rynku. Ogromne znaczenie mają dobre połączenia z naszą siecią oraz złożami w Norwegii. Wreszcie, ceny w Niemczech uwalniają się od korelacji z ropą, a znaczenia nabiera relacja między popytem i podażą.
Naszą uwagę koncentrujemy na Morzu Północnym i Norweskim. W Europie to są najbardziej perspektywiczne obszary. Afryka Północna jest również w kręgu naszych zainteresowań. Wprawdzie to region podwyższonego ryzyka, ale dający szanse na większy zarobek.
Północ Europy jest jedynym miejscem poszukiwań?
Od wielu lat nasi geolodzy prowadzą poszukiwania w różnych zakątkach świata. Mamy w upstreamie duże kompetencje i to daje nam przewagę nad firmami, które dopiero zaczynają szukać gazu i ropy. Nasza uwaga koncentruje się na Morzu Północnym i Norweskim. W Europie to są najbardziej perspektywiczne obszary. Afryka Północna jest również w kręgu naszych zainteresowań. Wprawdzie to region podwyższonego ryzyka, ale dający szanse na większy zarobek. Niedługo rozpoczniemy wiercenia w Libii, natomiast w Egipcie trwają prace grawimetryczne. Szacowana wielkość tylko jednego libijskiego złoża przekracza półtorakrotnie wszystkie udokumentowane zasoby w Polsce. Prowadzimy również prace poszukiwawcze w Pakistanie oraz przyglądamy się Afryce Wschodniej.
Kto będzie odbiorcą gazu libijskiego i pakistańskiego?
W każdym kraju przygotowujemy inne rozwiązania. W Pakistanie gaz przeznaczymy na lokalny rynek. Gaz ze złóż libijskich również trafi na tamtejszy rynek, ale zastanawiamy się także nad jego dostarczeniem do Europy. Złoża egipskie prawdopodobnie będą bardziej zasobne w ropę. Jest to produkt łatwiejszy do transportu i tym samym przeznaczony zostanie na rynki światowe.
Przystępujecie do poszukiwań samodzielnie czy szukacie miejscowych partnerów?
Mamy kilkanaście spółek zajmujących się poszukiwaniami, sejsmiką, wierceniami na kilku kontynentach. Zwykle współpracujemy z miejscowymi firmami. Staramy się dywersyfikować nasze projekty, żeby w odpowiednich proporcjach występowały złoża w krajach bezpiecznych oraz mniej stabilnych, za to o większej stopie zwrotu. To jest ryzykowny i kosztowny biznes. Trzeba się pogodzić z tym, że na 10 odwiertów nietrafione będzie 8 lub nawet 9. Ktoś, kto ma pieniądze jedynie na 3–4 odwierty, nie powinien myśleć o górnictwie naftowym i gazowym. Rocznie wydajemy ponad miliard zł na koncesje, prace badawcze, sejsmikę i odwierty poszukiwawcze. Zagospodarowanie złoża i eksploatacja to gigantyczne pieniądze. W norweskim projekcie mamy 12 proc. udziałów i nasze zaangażowanie wynosi około miliarda dol. Podobnie w Libii, gdzie badania, które najprawdopodobniej zakończą się pomyślnie, będą nas kosztowały koło 100 mln dolarów. Koszt zagospodarowania oraz eksploatacji, w zależności od wielkości złoża, to 20–30 razy więcej. W Polsce mamy 13 koncesji poszukiwawczych na gaz łupkowy i jeżeli potwierdzą się przypuszczenia, to wszystkie dostępne środki będziemy inwestować w kraju. Mamy ambitne plany, od dwóch lat rocznie wydajemy, jako Grupa PGNiG, ponad 5 mld zł na inwestycje. Inwestujemy przede wszystkim w wydobycie, ale również w magazyny. Obecną pojemność zwiększymy do 3 mld m3 powierzchni czynnej.
Początkowo PGNiG było też inwestorem w Świnoujściu.
Teraz terminal LNG buduje GAZ-SYSTEM, ale oczywiście będziemy z niego korzystać. Już zakontraktowaliśmy gaz w Katarze i pierwsza dostawa dotrze w 2014 r. Terminal nie tylko powoduje, że wzrasta gazowe bezpieczeństwo Polski, ale też znacznie powiększa nasze możliwości handlowe. We wstępnej fazie jest także projekt zakładający możliwość sprowadzenia CNG (sprężonego gazu ziemnego) w rejon Zatoki Gdańskiej.
Ropę PGNiG wydobywa niejako przy okazji. Czy przewidujecie poważniejsze zaangażowanie w wydobycie, przerób i sprzedaż ropy?
Mamy dwa główne miejsca wydobycia ropy: Wielkopolska i Podkarpacie. Nad Wartą i Notecią jest zlokalizowane około 90 proc. naszego wydobycia, w południowo-wschodniej części kraju niespełna 15 proc. Po uruchomieniu złoża w Puszczy Noteckiej produkcja wzrośnie z 3,5 mln do 7 mln baryłek rocznie. Niedużo w stosunku do przerobu krajowych rafinerii, ale to prawie 80 proc. krajowego wydobycia ropy. Sprzedajemy ją po cenach rynkowych zagranicznym lub krajowym przetwórcom.
PGNiG jako koncern multi-utility ?
Strategie koncernów są różne. Sporo jest przypadków rozbudowy do multi-utility i przykładem jest Gaz de France Suez, który oferuje również energię, podobnie EDF czy E.ON Ruhrgas. Są jednak firmy koncentrujące się na upstreamie i przetwórstwie, jak Shell, Conoco, Exxon. Dyskutujemy nad wyborem jednego z tych dwóch kierunków.
Czy PGNiG w przewidywalnej przyszłości zostanie wystawione na sprzedaż lub może kupi inne spółki skarbu państwa? Ministerstwo Skarbu szuka chętnego do nabycia Grupy Lotos…
Zarząd PGNiG został powołany do zarządzania spółką, a zmiany struktury akcjonariatu PGNiG należą do kompetencji właścicieli. Jeśli chodzi o drugą część pytania, to mogę powiedzieć, iż jeżeli będzie okazja do kupna atrakcyjnych aktywów i będzie się to wpisywało w naszą strategię rozwoju, to oczywiście będziemy zainteresowani. Analizujemy sytuację Lotosu, ale za wcześnie na jakąkolwiek decyzję.
Dziękuję za rozmowę.