Będzie tańszy gaz

Ze Sławomirem Hincem, wiceprezesem Zarządu Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa ds. finansowych, rozmawia Mariusz Bober

Jaką ostatecznie nową taryfę na gaz PGNiG uzgodnił z Urzędem Regulacji Energetyki?

– Jesteśmy w trakcie uzgadniania taryfy z URE. Myślę jednak, że łącznie taryfa będzie niższa niż obecnie.


Czy ta obniżka będzie zauważalna na rachunkach klientów PGNiG? Wcześniej prezes URE wspominał o obniżce rzędu kilku procent?

– Taryfa jest złożona z dwóch części. Jedna dotyczy sprzedaży samego gazu, proponuje ją PGNiG, druga – jego dostaw do klienta, stanowi dla PGNiG koszt przeniesiony z taryf Gaz-Systemu oraz lokalnych spółek dystrybucyjnych. Według stawek przekazanych nam przez regulatora, część taryfy, którą proponują lokalne spółki dystrybucyjne oraz Gaz-System, będzie wyższa. Wynika to z rosnących kosztów funkcjonowania i rozbudowy infrastruktury, czyli przesyłu, dystrybucji i magazynowania gazu. W taryfie, którą otrzymuje odbiorca, jest to wyrażone przez opłaty sieciowe, kumulujące sumę wszystkich kosztów sektora gazowniczego dotyczących transportu surowca. Natomiast ceny sprzedaży samego surowca będą niższe.


Jaki będzie bilans dla odbiorców? Wystarczy zaoszczędzonych pieniędzy na zakup jajek na świąteczny stół…

– Mogę zapewnić, że nie będzie negatywnego zaskoczenia naszych klientów, tak jak to było w przypadku klientów firm elektroenergetycznych. Wiadomo przecież, że sektor ten podniósł bardzo poważnie taryfy w tym roku.

Według naszych analiz, będzie to jedyna zmiana, chyba że wydarzy się coś niespodziewanego na rynkach finansowych lub surowcowych. Jeśli popatrzymy na ostatnie kilkanaście miesięcy, to widać, że panowała tutaj kompletna huśtawka. Kurs dolara nadal jest wysoki, a dla nas to nawet ważniejsze niż sama cena ropy naftowej.


Spółka nie ma problemu tzw. opcji walutowych?

– Wręcz przeciwnie. Jesteśmy jedną z nielicznych spółek, która zyskała na opcjach walutowych. To efekt konsekwentnie realizowanej przez PGNiG polityki zarządzania ryzykiem finansowym. Uchroniła ona spółkę przed negatywnymi konsekwencjami kryzysu na rynku finansowym. W 2008 roku wynik z rozliczenia transakcji pochodnych według średniego kursu NBP, uwzględniający zapłacone premie opcyjne, wyniósł plus 136 mln PLN. Wycena otwartych transakcji pochodnych na 31 grudnia 2008 roku wyniosła 158 mln PLN.


Na co Grupa Kapitałowa PGNiG przeznaczy zysk za ubiegły rok, wynoszący prawie miliard złotych?

– 930 mln zł to jest zysk skonsolidowany, tak naprawdę tworzony i przez PNGiG SA, i spółki zależne. Wynik naszej firmy kształtował się na poziomie około 600 mln złotych. My możemy proponować Walnemu Zgromadzeniu Akcjonariuszy pewne rozdysponowanie wyniku finansowego, choć nie jest to wiążące. W świetle planów PGNiG, związanych z realizacją naprawdę dużych inwestycji w infrastrukturę, m.in. rozbudowę magazynów gazu, uzasadnione wydaje się przeznaczenie funduszy na te cele. Tym bardziej że wpisują się one w poprawę bezpieczeństwa energetycznego Polski.


Gaz-System będzie miał większe wydatki, m.in. sfinansowanie budowy rurociągu Baltic Pipe oraz terminalu LNG, a także interkonektorów…

– Budowa części interkonektorów leży w naszej gestii. To PGNiG finansuje i nadzoruje rozbudowę jednego połączenia i budowę drugiego na granicy polsko-niemieckiej oraz jednego łącznika z Czechami.


Połączenie z Czechami ma umożliwić odbiór gazu z planowanego przez Unię Europejską rurociągu Nabucco. Czy wiadomo, czyj gaz będzie nim przesyłany?

– To jest jedyna niezależna ścieżka transportu gazu ze wschodu, która umożliwi dywersyfikację dostaw poprzez pozyskanie surowca z basenu Morza Kaspijskiego.


W ten sposób zakłada Pan, że rurociąg będzie tłoczył gaz z Azerbejdżanu lub Iranu, który na razie objęty jest międzynarodowym embargiem. Chyba że możliwe są dostawy z Turkmenistanu?

– Żeby w ogóle zrealizować projekt Nabucco, trzeba współpracy trzech stron: krajów producentów gazu, w grę wchodzi Azerbejdżan lub Iran, które mają tzw. gaz wsadowy do planowanego rurociągu. Nie chcę dyskutować o strukturze importu, tym bardziej że ten projekt jest rozciągnięty na lata. Trudno zaś spekulować, jakie będzie stanowisko świata wobec Iranu za dwa, trzy lub osiem lat. Drugim elementem są kraje tranzytowe – Turcja i Grecja, które są zainteresowane projektem, jednak Ankara stawia twarde warunki. Domaga się mianowicie rozpoczęcia negocjacji w sprawie przyjęcia do Unii Europejskiej, co stanowi dodatkową trudność w budowie tego gazociągu. Na końcu mamy odbiorców, czyli firmy kupujące gaz z tego rurociągu. Akurat w tym punkcie nie ma problemu, bo większość krajów europejskich jest zainteresowana kupowaniem surowca, który byłby przesyłany gazociągiem Nabucco. Także PGNiG zgłosił zainteresowanie i myślę, że również jako Polska powinniśmy to zainteresowanie okazywać.


Jak zapowiadają się wyniki GK PGNiG za I kwartał tego roku?

– Dopiero w połowie maja będziemy publikować dane za pierwszy kwartał i to pozwoli na ocenę wyników w skali całego roku, tym bardziej że będziemy znali wówczas nową taryfę za gaz na ten rok. Wówczas będzie można w miarę dokładnie oszacować wynik, choć nie będzie to łatwe. Ceny gazu w Europie co prawda spadają, ale są ciągle dużo wyższe od naszych cen sprzedaży. PGNiG wciąż drożej kupuje gaz, niż go sprzedaje, zarówno odbiorcom detalicznym, jak i hurtowym. W samym obszarze handlu gazem w IV kwartale ubiegłego roku ponieśliśmy z tego tytułu straty rzędu 900 mln złotych.


Czyli aby zbilansować sprzedaż bez zbytniego obciążania klientów, PGNiG musi zwiększyć produkcję lub/i handel surowcem, zapewne przede wszystkim wydobycie zagraniczne?

– Produkcja naszego gazu za granicą pojawi się prawdopodobnie w sierpniu 2011 r. dzięki rozpoczęciu eksploatacji złóż na szelfie norweskim. Obecnie wykonywane są odwierty eksploatacyjne, a na Bliskim Wschodzie budowana jest platforma wiertnicza. Szacujemy, że nasz udział w produkcji w złożach Skarv, Snadd oraz Idun wyniesie w szczytowym okresie do 500 mln m sześc. rocznie. Nie jest to dużo w skali naszych potrzeb, ale dzięki temu zwiększa się nasza sprzedaż surowca. Poza tym przypomnę, że kupiliśmy też kolejne udziały w koncesjach poszukiwawczych na Morzu Północnym i w Danii.


Ale w 2011 r. jeszcze nie będzie funkcjonował rurociąg Baltic Pipe. W takim razie surowiec z tych trzech złóż początkowo będzie sprzedawany na wolnym rynku?

– Dopóki nie powstanie rurociąg Skanled oraz Baltic Pipe, będziemy musieli ten gaz zagospodarowywać lokalnie, na rynku norweskim, ewentualnie w innych miejscach w Europie, np. w Holandii, Niemczech czy Wielkiej Brytanii. Pozwoli to już na zmniejszenie różnicy wahań między cenami zakupu surowców i sprzedażą ich na własnym rynku.


Złoża norweskie to nie jedyne możliwe kierunki dostaw. Od dawna PGNiG prowadzi poszukiwania gazu w północnej Afryce. Są już jakieś efekty?

– Najbardziej zaawansowane prace poszukiwawcze są w Libii. Obecnie wykonywane są tam badania sejsmiczne. Mamy niemal pewność zlokalizowania złoża, którego zasoby są większe niż łączne zasoby Polski. Produkcja gazu powinna tam ruszyć prawdopodobnie na przełomie 2013 i 2014 roku.


Czyli w tym okresie będziemy mieli kumulację dostaw z własnych źródeł za granicą? Wtedy bowiem ma być uruchomiony rurociąg Baltic Pipe, którym zacznie być tłoczony gaz z szelfu norweskiego.

– Będzie to kumulacja produkcji z własnych źródeł PGNiG. Nie musi to jednak oznaczać, że będą to fizycznie realizowane dostawy do Polski. Musielibyśmy bowiem zorganizować także łańcuch dostaw z Libii.


Podobno rozważano tam budowę terminalu skraplającego gaz, więc może w ten sposób mielibyśmy załatwione dostawy do uruchamianego również w latach 2013/214 terminalu LNG?

– Nie można wykluczyć, że firmy działające na rynku libijskim zdecydują się na budowę terminalu skraplającego. Wówczas taki gaz pochodzący z naszych źródeł mógłby być transportowany do Świnoujścia. Ale decyzje w sprawie takich inwestycji to dopiero pieśń przyszłości. Będziemy musieli też policzyć, czy takie dostawy będą nam się opłacały. Jeśli rachunek będzie negatywny, może się okazać, że bardziej opłacalne okaże się sprzedanie tego gazu na rynku lokalnym i kupienie gazu dla potrzeb krajowych w innych częściach świata.

Kiedy będzie decyzja w sprawie budowy Baltic Pipe? Dyrektor Departamentu Strategii PGNiG Tomasz Karaś wspominał o I połowie tego roku.

– Ta decyzja jest już w gestii spółki Gaz-System, która nadzoruje budowę tego gazociągu. Mogę jednak powiedzieć, że odpowiedź na to pytanie wynika z otwartej właśnie procedury Open Season. Przewiduje ona podjęcie decyzji w sprawie budowy w tym roku. Decyzja w tej sprawie powinna być skoordynowana z decyzjami o budowie rurociągu Skanled oraz rozbudową duńskiego systemu rurociągów przesyłowych przez Energinet.dk. Tylko w ten sposób będziemy mieli pewność, że dostawy gazu z szelfu norweskiego będą dobrze zorganizowane.


Czy zakończono już rozmowy z Petrobaltic w sprawie eksploatacji złóż gazu na Bałtyku?

– Rozmowy w tej sprawie jeszcze trwają. Złoża, o których mowa, są bardzo obiecujące jak na polskie warunki. Co prawda są one już zlokalizowane, ale dopiero trzeba byłoby zaplanować sposób zagospodarowania tych złóż.


Wiadomo już, w jakie inwestycje związane z produkcją prądu z wykorzystaniem gazu zaangażuje się PGNiG?

– Sektor energetyczny jest dla nas bardzo perspektywiczny. Fakt, że w energetyce zaczyna nam brakować mocy, zwłaszcza w okresach szczytowych, sprawia, iż gaz staje się bardziej interesującym nośnikiem energii. Bowiem bardzo szybko można pokrywać nim występujące w trudnych momentach braki prądu. W ciągu kilkudziesięciu minut można uruchomić produkcję energii elektrycznej ze spalania gazu i równie szybko można ją zamknąć. Trzeba zaś pamiętać, że ceny energii w szczytach zużycia są bardzo wysokie. Istniejące na Zachodzie siłownie prowadzą produkcję skojarzoną prądu i ciepła przy poziomie zatrudnienia kilku osób. Oczywiście w razie potrzeby są wykorzystywane dodatkowe zespoły techniczne itd., ale zasadniczo obsługa personalna takiej elektrowni jest bardzo nieliczna. Gaz jest co prawda obecnie droższym nośnikiem niż węgiel kamienny, jednak gdy weźmiemy pod uwagę koszty ekologiczne, które wiążą się z wykorzystaniem węgla do produkcji prądu, to może się okazać, że błękitne paliwo jest jednak dość konkurencyjne.


PGNiG ma już konkretne plany w tej sprawie? Rozważane jest zbudowanie, samodzielnie lub w spółce, nowej elektrociepłowni czy może przejęcie jakiejś np. przeznaczonej do prywatyzacji?

– Zastanawiamy się nad tym. Zarówno budowa nowego obiektu, jak i przejęcie już istniejącego ma swoje plusy i minusy. Rozmawiamy o kilku lokalizacjach z kilkoma partnerami, ale decyzję ogłosimy dopiero po uzgodnieniu z nimi wszystkich szczegółów.


Czy zapadła decyzja w sprawie udziału PGNiG w modernizacji sieci przesyłowej na Ukrainie?

– Na tego typu decyzje jest jeszcze za wcześnie. Nie przewiduję jednak zaangażowania finansowego PGNiG w taką inwestycję, także dlatego, że jesteśmy podmiotem, który nie zajmuje się już przesyłem gazu, ponieważ obecnie polską siecią przesyłową zarządza Gaz-System. Oczywiście jesteśmy jednak zainteresowani, by ukraińska sieć była sprawna i bezpiecznie przesyłała surowiec.


Ostatnie kłopoty RosUkrEnergo z dostawami gazu z kontraktu krótkoterminowego oznaczają, że firma ta jest skończona jako dostawca?

– Z naszych informacji wynika, że firma ta nie będzie już dostawcą gazu do Polski w dostawach spotowych. Była to tak naprawdę firma pośrednicząca w dostawach wschodniego gazu. Jeśli więc strona rosyjska stwierdziła, że RosUkrEnergo nie będzie miało prawa do zakupu i eksportu gazu z Rosji, oznacza to, że nie będziemy tego gazu otrzymywać za jej pośrednictwem.


Jak przebiegają rozmowy w sprawie dostaw gazu w ramach kontraktu krótkoterminowego?

– Prowadzimy rozmowy z kilkoma podmiotami, także z Europy Zachodniej, m.in. z Niemiec, Holandii…


Ale jak w obecnej sytuacji mogą one dostarczać gaz do Polski?

– Firmy niemieckie odbierają gaz ze Wschodu. Nawet jeśli nie są jego właścicielem na odcinku polskim, to stają się nim tuż za naszą zachodnią granicą. Możliwe jest – w porozumieniu trójstronnym – ze stroną rosyjską, ustalenie takiego schematu dostaw surowca, aby były one realizowane z pakietu jakiejkolwiek firmy z Europy Zachodniej.


A gdzie fizycznie odbieralibyśmy ten gaz?

– Z tych samych punktów, z których obecnie odbieramy surowiec w ramach kontraktu jamalskiego. Rozmowy jednak są trudne ze względu na konieczność uzyskania zgody naszego partnera ze Wschodu.


Czy w związku z uruchomieniem pod koniec przyszłego roku pierwszego rozbudowanego interkonektora z Niemcami w rejonie Lasowa planowane są konkretne dostawy z Niemiec?

– Obecnie możemy sprowadzać tym połączeniem ok. 1 mld m sześc. gazu. Po rozbudowie w pierwszym etapie jego możliwości wzrosłyby do 1,5 mld, a w drugim – do 2 mld metrów sześciennych. Połączeniem tym chcemy sprowadzać gaz, ale niekoniecznie niemiecki, system rurociągów RFN jest bowiem połączony z europejską siecią i za jej pośrednictwem możemy odbierać surowiec np. z Holandii, Francji, Norwegii i innych krajów. O wyborze partnera będzie decydowała przede wszystkim cena gazu. Firmy zachodnie gwarantują nam dostawy z ich własnych zasobów poprzez niemiecki system rurociągów, nawet jeśli gaz fizycznie będzie pochodził z Rosji.


Przed zakręceniem kurka rosyjskiego skutkującym wstrzymaniem dostaw do Europy nie obronimy się więc w ten sposób?

– Myślę, że jednak obronimy się, co pokazał podczas ostatniego kryzysu gazowego przykład Czech. Dzięki połączeniu z systemem niemieckim kraj ten mógł kupić gaz od innych firm europejskich.