Subskrybuj nas na Youtube
- PGNiG jest podmiotem działającym na konkurencyjnym rynku i nie wykluczę w tej chwili, że jakiś np. spotowy wolumen kupimy od Gazpromu w latach 20. czy 30 - mówi w rozmowie z DGP Paweł Majewski, prezes Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa.
Wszystko wskazuje na to, że gaz będzie uwzględniony w unijnej taksonomii jako paliwo przejściowe. Jak PGNiG szacuje wzrost zapotrzebowania na gaz w energetyce?
Grudniowy szczyt UE potwierdził przejściową rolę paliwa gazowego w dojściu do neutralności klimatycznej i taksonomia powinna być spójna z tym stanowiskiem. W sytuacji przyspieszenia dekarbonizacji – cel 55-proc. redukcji emisji CO2 ma być osiągnięty już w 2030 r. – rola gazu jest nie do przecenienia. Naszym zadaniem jest zapewnienie jego dostępności na polskim rynku. Dążymy przy tym, aby ten gaz w jak największym stopniu pochodził z własnych zasobów grupy kapitałowej PGNiG – zarówno krajowych, jak i zagranicznych. Dodatkowe zapotrzebowanie w związku z transformacją szacujemy na razie na podstawie analiz dotyczących już działających, planowanych lub rozpoczętych inwestycji w energetyce zawodowej. Mam na myśli bloki gazowo-parowe naszej spółki córki PGNiG Termika, żerański, który jest w budowie, a także ukończony blok w Elektrociepłowni Stalowa Wola. Gazem zasilane są należące do innych spółek elektrociepłownie w Płocku, Włocławku, Toruniu i Nowej Sarzynie, a na etapie rozpoczęcia prac są bloki elektrowni Dolna Odra i Ostrołęka oraz elektrociepłowni Siekierki i Czechnica. Łączne zapotrzebowanie tych bloków szacujemy na ok. 5–6 mld m sześc. gazu rocznie w latach 2028–2030. Oczywiście handlowo jesteśmy w stanie zabezpieczyć jeszcze większe wzrosty, ale to pewnie jest bardziej odległa perspektywa.
To jest dodatkowe zapotrzebowanie energetyki, a całe ile wynosi?
Obecnie jest ono na poziomie ok. 20 mld m sześc. gazu rocznie. Ale trzeba pamiętać, że nie jesteśmy jedynym dostawcą gazu w Polsce – mamy znaczący udział w rynku, ale są na nim także inni dostawcy. W 2024 r. spodziewamy się również uwolnienia cen gazu dla odbiorców domowych, co może dodatkowo sprzyjać zaostrzeniu konkurencji.
Czyli w sumie 25–26 mld m sześc. gazu rocznie w tej dekadzie?
Takie są szacunki.
Jak spółka odpowie na to zapotrzebowanie?
PGNiG gwarantuje bezpieczeństwo energetyczne kraju w zakresie dostaw gazu, ale jest także spółką działającą na konkurencyjnym rynku, dodatkowo z ambicjami rozwoju również za granicą. Budowa zdywersyfikowanego portfela dostaw sprzyja realizacji naszych aspiracji. Od 2016 r. ograniczyliśmy import gazu z kierunku wschodniego z 90 do ok. 60 proc. naszego portfela w ub.r. Wzrasta udział skroplonego gazu LNG, w ub.r. wyniósł on ponad 25 proc. naszego importu. Sprowadzamy go głównie z Kataru, w transakcjach spot i z USA, które w niedalekiej przyszłości będą istotnym dostawcą tego paliwa. W drugiej połowie lat 20. łączny wolumen LNG z kontraktów amerykańskich wyniesie ponad 9 mld m sześc. po regazyfikacji, a wraz z gazem z Kataru ok. 12 mld m sześc. gazu rocznie. Do tego dochodzi zarezerwowana większość przepustowości Baltic Pipe. Gaz do tego rurociągu zabezpieczamy handlowo, ale staramy się też w jak największym stopniu wypełnić go gazem wydobywanym z własnych złóż, stąd rozwijające się inwestycje na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Aktualnie posiadamy udziały w 36 koncesjach, jesteśmy w trakcie zakupu wszystkich aktywów norweskiej spółki z Grupy Ineos. To transakcja, która da nam udziały w kolejnych 22 koncesjach, w tym w drugim największym na szelfie złożu gazowym, z perspektywą wydobycia do 2045 r. Szacujemy, że w wyniku tej transakcji średni poziom wydobycia przez nas gazu w Norwegii może wzrosnąć o około 1,5 mld m sześc. gazu rocznie w najbliższych pięciu latach. Łącznie z wydobyciem z dotychczasowych koncesji osiągniemy 2,5 mld m sześc. rocznie, zgodnie z naszym celem. A w szczytowym momencie, w 2027 r. wydobycie będzie na poziomie 4 mld m sześc. Oprócz tego mamy umowy handlowe, w tym największą z duńskim Ørsted na dostawy w latach 2023–2028 ok. 6,4 mld m sześc. gazu. Do tego dochodzi wydobycie krajowe, które staramy się utrzymać na poziomie ok. 4 mld m sześc. gazu ziemnego rocznie.
Czyli mniej więcej się bilansuje…
Proszę pamiętać, że nie tylko zabezpieczamy polski rynek, ale również handlujemy gazem na innych rynkach. Nie wszystko, co kontraktujemy np. w Norwegii, musi wpływać na polski rynek. Co więcej, kontrakty amerykańskie i wyczarterowanie gazowców umożliwią nam sprzedaż gazu odbieranego z terminali w Zatoce Meksykańskiej w dowolnym gazoporcie na świecie.
Wracając do rosnącego krajowego zapotrzebowania: słyszymy czasem wręcz alarmujące głosy, że będziemy musieli podpisać jakiś kontrakt z Rosjanami…
Kontrakt jamalski wygasa z końcem 2022 r. To jest fakt. Drugi fakt jest taki, że PGNiG jest podmiotem działającym na konkurencyjnym rynku i nie wykluczę w tej chwili, że jakiś np. spotowy wolumen kupimy od Gazpromu w latach 20. czy 30. To nie jest wykluczone. Natomiast cel jest prosty, chodzi o dywersyfikację dostaw gazu, o uniezależnienie się od jednego kierunku dostaw. Oprócz możliwości importowych, które wymieniłem, będą jeszcze inne. W 2022 r. ma być oddany do użytku gazociąg Polska-Litwa (GIPL), co pozwoli na przesył gazu również z gazoportu w Kłajpedzie. Stwarza też możliwość wzajemnego dostępu do infrastruktury w Polsce oraz krajach bałtyckich i Finlandii.
Były prezes Jerzy Kwieciński zapowiadał skupowanie aktywów ciepłowniczych, a pod koniec stycznia spółka wycofała się z zakupu Tauronu Ciepło. Coś się zmieniło?
Oczywiście nie rezygnujemy całkowicie z sektora ciepłowniczego. Natomiast każdą potencjalną akwizycję analizujemy pod kątem posiadanych aktywów, tworzenia wartości dla spółki na przyszłość. W niektórych przypadkach, po głębszej analizie czy po przeprowadzanych rozmowach, do takich transakcji nie dochodzi. W przypadku Tauronu Ciepło to my Tauronowi złożyliśmy swego czasu wiążącą ofertę, okres wyłączności negocjacji był wydłużany, ale po prostu nie zbliżyliśmy się na tyle, żeby dokonać transakcji. Tutaj nie ma drugiego dna.
Macie w takim razie na oku jakieś inne aktywa ciepłownicze?
Analizujemy różne projekty, ale przede wszystkim musimy się skupić na dostosowaniu własnych aktywów wytwórczych, dlatego że zielona transformacja wymusza na nas intensywną modernizację źródeł na Żeraniu, w Siekierkach Kawęczynie, Pruszkowie czy Przemyślu. PGNiG we własny segment ciepłownictwa i wytwarzania zaangażuje miliardy złotych w perspektywie najbliższych lat. Ale oczywiście na bieżąco analizujemy rynek, uczestniczymy cały czas w rozmowach z właścicielami aktywów ciepłowniczych, którzy rozważają ich zbycie, a dla nas wydają się interesujące. Nie jest tajemnicą nasze zainteresowanie niektórymi aktywami Fortum.
Były też dalekosiężne zapowiedzi dotyczące biometanu z PGNiG jako franczyzodawcą. Co z tymi planami?
Kontynuujemy nasz projekt. Wytwarzanie i użycie biometanu – ekologicznego gazu z odnawialnych źródeł, to dobry sposób na wzmocnienie dekarbonizacji gospodarki i przy okazji mieści się w naszych kompetencjach gazowych. Nasz projekt zakłada wykorzystanie modelu franczyzowego, bo taki jest konieczny, by zbudować odpowiednią skalę. Zakładamy zaangażowanie partnerów, m.in. podmiotów prowadzących działalność rolniczą na dużą skalę. Chodzi o to, by wykorzystać ich zasoby do produkcji biogazu i w efekcie doczyszczać go do jakości biometanu, który następnie będzie włączany w system dystrybucyjny. Celem jest zwiększenie udziału biometanu w miksie. Bez przeszkód można go domieszać do gazu ziemnego i w ten sposób przyczyniać się do dekarbonizacji naszej gospodarki.
I to będzie szło w parze z wodorem, który też ma być przesyłany gazociągami? Czy to są zamienne projekty?
Te przedsięwzięcia prowadzimy równolegle. Pracujemy nad projektami wodorowymi, w ramach jednego z nich w Odolanowie mamy zamiar testować, jak się zachowują mieszanki wodoru z gazem ziemnym w instalacji gazowej. Mamy też projekt magazynowy w Mogilnie. Staramy się wykorzystać nasze kompetencje głównie w obszarze dystrybucji i magazynowania wodoru.
Stacja tankowania wodoru – ten projekt oddala się czy przybliża?
Projekt jest kontynuowany, więc krok po kroku przybliża się. Posiadamy już komplet niezbędnych projektów, a wyłoniony w postępowaniu przetargowym wykonawca rozpoczął procedury administracyjno-prawne związane z uzyskaniem niezbędnych zgód. W tym roku powinna ruszyć budowa.
Wygląda na to, że Orlen może przejąć PGNiG nawet szybciej niż Lotos, a to dzięki temu, że sprawę będzie prowadzić UOKiK, a nie Bruksela. Tymczasem PGNiG ma bardzo dobre wyniki i mógłby sobie radzić sam. Widzi pan dalej sens tego połączenia?
Stronami tutaj są Skarb Państwa reprezentowany przez Ministerstwo Aktywów Państwowych i PKN Orlen, ja nie czuję się upoważniony do tego, żeby o szczegółach tej transakcji mówić. W przypadku PGNiG wyraźnie większościowym akcjonariuszem jest Skarb Państwa. Przypomnę znane powiedzenie: kto ma akcje, ten ma rację. Menedżer prowadzący sprawy spółki ma za zadanie optymalnie zarządzać aktywami zgodnie ze strategią właściciela. Ze swojej strony mogę powiedzieć, że widzę pozytywne aspekty tego procesu. Nowy Zielony Ład wymusi na nas dywersyfikację działalności, czyli tu jak najbardziej jest pole do zagospodarowania przez taki multienergetyczny koncern, który będzie prowadził działalność w zakresie wszystkich rodzajów paliw – z wyjątkiem węgla, z którego wychodzimy – włączając w to import, dostawy, przetwarzanie, magazynowanie i dystrybucję tych paliw a dodatkowo wytwarzanie energii. Ponadto jeden duży podmiot będzie miał zdecydowanie większe możliwości finansowania inwestycji w transformację energetyczną. Chcąc zająć dobrą pozycję na rynku energetycznym, powinien przy tym mieć zdolność skutecznego konkurowania z największymi graczami. Co nie zmienia faktu, że grupa kapitałowa PGNiG ma dobre wyniki i stabilną pozycję, jest też dobrze oceniana, co potwierdza ostatni rating agencji Fitch na poziomie BBB. Ta stabilna pozycja pozwala nam spokojnie patrzeć w przyszłość niezależnie od dalszego przebiegu tego procesu.
Z aktualizacją strategii postanowiliście poczekać do czasu fuzji. Dlaczego i co się zmieni w połączonej grupie?
Najistotniejszy powód, dla którego postanowiliśmy nie robić teraz częściowej aktualizacji, jest taki, że stoimy u progu potężnych zmian regulacyjnych i to zarówno na poziomie europejskim, jak i krajowym. Spodziewamy się m.in. nowych przepisów unijnych dotyczących wdrażania Zielonego Ładu, pakietu metanowego, wewnętrznego rynku gazu, w Polsce także polityki wodorowej. Chcemy mieć pewność, że to, co wypracujemy, będzie miało sens w świetle nowych regulacji i zakotwiczenie w konkretnych przepisach, a nie w dyskutowanych projektach.
Rozmawiała Julita Żylińska
