Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo pomimo pandemii i spowolnienia gospodarczego osiągnęło dobre, a czasami bardzo dobre wyniki finansowe i operacyjne. Celem spółki jest utrzymanie krajowego wydobycia gazu na poziomie ok. 4 mld metrów sześc. rocznie. O tych planach, a także o tym jak „spolonizować” gaz mówi w rozmowie z Górniczą prezes PGNiG PAWEŁ MAJEWSKI.
Grupa Kapitałowa PGNiG to jedna z największych polskich firm i pracodawców, która zatrudnia prawie 25 tys. osób, ma przychody sięgające 42 mld zł i zysk netto 1,37 mld zł (2019 r.). Czy 2020 rok, pomimo pandemii, także był dobry?
To był dla nas naprawdę dobry rok. Z szacunkowych danych wynika, że sprzedaliśmy o miliard metrów sześc. gazu ziemnego więcej niż w 2019 r. Zwiększyliśmy też wydobycie ropy oraz gazu i to pomimo pandemii i związanego z nią spowolnienia gospodarczego. Jesteśmy jeszcze przed publikacją szacunkowych wyników finansowych za IV kwartał 2020 r., ale te, które pokazaliśmy po dziewięciu miesiącach 2020 r., skłaniają do optymizmu. Osiągnęliśmy przychody w wysokości 27,4 mld zł, a nasz wynik EBITDA wyniósł prawie 10,7 mld zł. To nie tylko o 170 proc. więcej niż przed rokiem, ale również rekord wśród polskich spółek. Oczywiście pandemia nie pozostała bez wpływu na nasze wyniki. Bardzo niskie ceny ropy i gazu, z którymi mieliśmy do czynienia przez dużą część ub.r., to m.in. efekt koronawirusa. Przełożyło się to na wysokość przychodów GK PGNiG ze sprzedaży tych surowców. Szczególnie mocno odczuł to nasz Segment Poszukiwania i Wydobycia. Jednak w IV kwartale ceny wyraźnie odbiły, więc możemy spodziewać się i tutaj poprawy wyników.
Nieco inaczej kwestia ta wygląda w przypadku naszej działalności handlowej. Ponieważ większość gazu, który sprzedajemy, musimy sami wcześniej kupić, spadek przychodów był częściowo rekompensowany niższym kosztem pozyskania paliwa. Tu niezwykle istotne było zwycięstwo PGNiG w sporze z Gazpromem, dotyczącym cen dostaw gazu w ramach kontraktu jamalskiego. W marcu ub.r. Trybunał Arbitrażowy w Sztokholmie przyznał rację naszym argumentom i zmienił sposób ustalania tej ceny na bardziej rynkowy, w dużo większym niż wcześniej stopniu powiązany z cenami gazu na rynkach zachodnioeuropejskich. To w zasadniczy sposób poprawiło nam warunki prowadzenia działalności handlowej. Nie da się ukryć, że bez wyroku arbitrażu nasze wyniki nie byłyby tak imponujące. Chciałbym tu jeszcze raz podkreślić wzrost ilości sprzedanego przez nas gazu. Proszę pamiętać, że ub.r. to nie tylko epidemia i spadek aktywności gospodarczej, ale także wyjątkowo ciepły I kwartał. A jednak zwiększyliśmy sprzedaż aż o miliard metrów sześc.! To pokazuje, że stabilny wzrost popytu na gaz, z którym mieliśmy do czynienia przez ostatnie lata, to trwała tendencja. Zawirowania gospodarcze czy anomalie pogodowe mogą go chwilowo osłabić, ale nie są w stanie odwrócić trendu.
W minionym roku firmy zajmujące się wydobyciem ropy naftowej i gazu ograniczyły swoje inwestycje. Jak niskie ceny węglowodorów wpłynęły na aktywność poszukiwawczo-wydobywczą PGNiG?
Mamy dobrą, stabilną sytuację finansową, a przy tym, jak wspomniałem, mimo pandemii i spowolnienia gospodarczego osiągaliśmy przynajmniej dobre, a czasami bardzo dobre wyniki finansowe i operacyjne. Zresztą zmienność cen ropy i gazu jest wpisana w istotę tego biznesu. Działamy rozważnie i nie angażujemy się w projekty, które dają zwrot tylko w czasie surowcowej hossy. To pozwala nam rozwijać się również w mniej sprzyjających warunkach. Dobrym przykładem jest tutaj nasza działalność w Norwegii, gdzie aktualnie mamy udziały w 36 koncesjach. W ubiegłym, trudnym dla branży roku, byliśmy w stanie nie tylko kupować kolejne złoża, ale również podłączać nowe odwierty i z sukcesem realizować prace poszukiwawcze. Efektem tych inwestycji będzie niemal dwukrotny wzrost wydobycia gazu ziemnego przez naszą norweską spółkę PGNiG Upstream Norway. W tym roku pozyskamy ze złóż na norweskim szelfie kontynentalnym prawie miliard metrów sześc. gazu, podczas gdy w 2020 r. – według wstępnych szacunków – wydobyliśmy około pół miliarda.
A jak kształtuje się wydobycie gazu w kraju?
Naszym celem jest utrzymanie krajowego wydobycia gazu na poziomie ok. 4 mld metrów sześc. rocznie. Nie mamy bogatych złóż, a te największe zostały prawdopodobnie już odkryte i są eksploatowane od dziesięcioleci. To oczywiście nie oznacza, że nie znajdziemy już nowych złóż. Przykładem ubiegłoroczne odkrycia w okolicach Jarosławia na Podkarpaciu czy pod Śremem w Wielkopolsce. Zasobność tych złóż nie jest jednak na tyle duża, żebyśmy mogli mówić o istotnym zwiększeniu wydobycia w Polsce. Drugi kierunek naszych prac to zwiększanie efektywności wydobycia. Dzięki zastosowaniu rozwiązań cyfrowych jesteśmy w stanie efektywniej planować cały proces wydobycia – od wiercenia otworów eksploatacyjnych po projektowanie infrastruktury służącej eksploatacji. W ten sposób możemy niejednokrotnie wyraźnie zwiększyć tzw. stopień sczerpania złoża, czyli wydobyć z niego więcej niż przy zastosowaniu tradycyjnych, „analogowych” metod projektowania. Wobec ograniczonej bazy zasobów wydobywalnych taka poprawa efektywności ich wykorzystania ma pierwszorzędne znaczenie.
Rozwijamy plany dla nowych obszarów koncesyjnych, a zdjęcia sejsmiczne, które obrazują wgłębną budowę ziemi, staną się podstawą do projektowania nowych otworów. Jest to proces długotrwały, ale liczymy na pozytywne efekty. Dzięki najnowszej technologii zastosowanej w całym procesie, począwszy od prac geologicznych, sejsmicznych, przez proces wiercenia po proces eksploatacji, potrafimy nie tylko odkrywać nowe złoża, ale również wykorzystać ich potencjał z jeszcze lepszym efektem. Prowadzimy również rewitalizację złóż, które wcześniej zdawały się dobiegać do końca okresu produkcji. Dzięki ponownej analizie danych geologicznych, zarówno historycznych, jak i nowo zebranych, jesteśmy w stanie odkrywać w nich nowe, wcześniej nieeksploatowane zasoby.
Najbardziej spektakularnym przykładem jest złoże Przemyśl, gdzie odkryliśmy dodatkowe kilkanaście mld metrów sześc. gazu. Jednak w ub.r., wykorzystując doświadczenia z Przemyśla, namierzyliśmy nowe horyzonty gazowe w złożu Mirocin pomiędzy Przeworskiem a Jarosławiem, w których może znajdować się nawet około 1 mld metrów sześc. gazu. Do tej pory sądzono, że złoże jest już wyeksploatowane w ponad 90 proc. i niedługo wydobycie się skończy. Tymczasem paliwa jest tam o 1/5 więcej niż zakładaliśmy. To nie tylko kolejne dekady wydobycia, ale również utrzymanie dochodów samorządów z tytułu prowadzonej przez nas działalności.
Jednak, by zaspokoić krajowe zapotrzebowanie na gaz, będziemy musieli go coraz więcej importować?
Tak, udział gazu z zagranicy będzie rósł. Ale ten gaz można do pewnego stopnia „spolonizować”. To dlatego tak intensywnie działamy na norweskim szelfie kontynentalnym. Po 2022 r., a więc po wygaśnięciu kontraktu jamalskiego i uruchomieniu gazociągu Baltic Pipe, to będzie jeden z głównych kierunków importu gazu. Chcemy, aby jak największa część paliwa, które popłynie z Norwegii przez Danię do Polski, pochodziła z koncesji, w których udziały ma PGNiG. Naszą odpowiedzią na rosnące potrzeby importowe jest również biometan, a więc produkowany z surowców organicznych gaz o właściwościach bardzo zbliżonych do gazu ziemnego. Dzięki temu biometan może być bez problemu łączony z gazem ziemnym, wprowadzany do sieci dystrybucyjnej, spalany zarówno w elektrociepłowniach gazowych, jak i domowych kuchenkach. Szacuje się, że w ciągu 10 lat produkcja biometanu w Polsce może osiągnąć wolumen nawet 4 mld metrów sześc., a więc drugie tyle, ile wynosi obecnie krajowe wydobycie gazu ziemnego. Biometan to zresztą nie tylko sposób na zmniejszenie potrzeb importowych. W październiku ub.r. Komisja Europejska przedstawiła strategię ograniczenia emisji metanu, który jest gazem cieplarnianym. Można zakładać, że prędzej czy później zostaną wprowadzone limity emisji tego gazu, a sektor rolniczy i odpadowy odpowiadają w Polsce za mniej więcej połowę metanu emitowanego do atmosfery. Biometan to efektywny sposób na ograniczenie skali tego zjawiska.
Jakie są plany wykorzystania węgla w energetyce PGNiG?
Warunki transformacji energetycznej, także w Polsce, powodują stopniowe odchodzenie od węgla w energetyce i ciepłownictwie. Realizujemy szereg inwestycji związanych z przejściem na paliwo gazowe. Największą z nich jest budowa bloku gazowo-parowego w Elektrociepłowni Żerań, ale interesują nas również mniejsze projekty, jak realizowana w Przemyślu budowa elektrociepłowni zasilanej gazem. Do ważnych, planowanych inwestycji, należy budowa w Elektrociepłowni Siekierki bloku gazowo-parowego o podobnej mocy, jak ten w Elektrociepłowni Żerań. Poza Warszawą planujemy budowę instalacji kogeneracyjnej opartej o silniki gazowe w Elektrociepłowni Pruszków, a także budowę kilku mniejszych tego typu instalacji w innych lokalizacjach. Udział węgla w naszym miksie paliwowym będzie spadał. Samo odchodzenie Grupy Kapitałowej PGNiG od węgla potrwa zresztą wiele lat, jednak jest to proces nieunikniony. Przepisy środowiskowe, w tym przepisy unijne i ekonomia, są w tej kwestii jednoznaczne.
Jeśli chcesz mieć dostęp do artykułów z Trybuny Górniczej, w dniu ukazania się tygodnika, zamów elektroniczną prenumeratę PREMIUM. Szczegóły: nettg.pl/premium. Jeżeli chcesz codziennie otrzymywać informacje o aktualnych publikacjach ukazujących się na portalu netTG.pl Gospodarka i Ludzie, zapisz się do newslettera.
