Subskrybuj nas na Youtube
PGNiG Upstream Norway jako pierwsza spółka z naszego kraju otrzymała właśnie zgodę na wykonanie odwiertu na Morzu Norweskim w roli operatora. Tym samym firma weszła do relatywnie wąskiego grona podmiotów o kompetencjach z zakresu tzw. offshore drilling na Norweskim Szelfie Kontynentalnym - mówi w wywiadzie dla DGP Piotr Woźniak, prezes zarządu PGNiG.
W 2006 r., kiedy był pan ministrem gospodarki, rozmawialiśmy o postępach w budowie gazociągu, który miał połączyć Polskę z Szelfem Norweskim. Rosjanie wtedy szykowali się do budowy pierwszej nitki Nord Stream. Teraz my przygotowujemy się do budowy Baltic Pipe, oni chcą ruszać z budową Nord Stream 2. Nie ma pan déjà vu?
Tych dwóch sytuacji nie da się porównać. Tym razem gazowe połączenie z Norwegią powstanie. Jestem o tym przekonany. Dwa wcześniejsze nieudane podejścia do tego projektu w 2001 i w 2006 r. nie pomogły nam wizerunkowo. Jednak na przestrzeni ostatnich lat uwiarygodniliśmy się. Zbudowaliśmy silne kompetencje w sektorze upstream, nabywamy kolejne udziały w złożach na Morzu Norweskim. Nowe akwizycje to twardy dowód, że jesteśmy poważnym graczem. Z niezłym skutkiem zainwestowaliśmy na Morzu Północnym przez ostatnie 10 lat ponad 1,5 mld dol. Mamy obecnie 20 koncesji. Do niedawna było ich 21, ale po wspólnej decyzji z partnerami zrezygnowaliśmy z jednej na Morzu Barentsa. Nie była wystarczająco perspektywiczna. Na pięciu koncesjach: Skarv, Vilje, Morvin, Vale oraz Gina Krog prowadzimy wydobycie. Od 2022 r. chcemy wydobywać w Norwegii 2–2,5 mld m sześc. gazu rocznie.
Przez 10 latach obecności w Norwegii PGNiG wydobyło na szelfie niewiele ponad 2 mld m sześc. Jak w cztery lata chce pan osiągnąć jego skokowy wzrost?
W Norwegii jesteśmy skoncentrowani na akwizycjach i rozwoju własnego wydobycia. Nasza spółka PGNiG Upstream Norway regularnie uczestniczy w rundach koncesyjnych. Bierzemy pod uwagę również pozyskiwanie nowych obszarów poprzez nabywanie udziałów od innych koncernów obecnych na szelfie. Ale przede wszystkim nasze koncesje rozpoznawcze sukcesywnie – od 10 lat – rozpoczynają produkcję.
W ostatnich latach dużo się nauczyliśmy. Między innymi tego, że trzeba patrzeć szerzej niż tylko na sam norweski szelf. Dokonywane tam transakcje, między firmami innymi niż nasza, są często tylko niewielkim elementem dużo większych, globalnych obejmujących m.in. złoża w Afryce, Kanadzie, USA i Ameryce Południowej. Tak wielkie przejęcia są jeszcze poza naszym zasięgiem. Jednak żeby przejąć złoża w Norwegii – najlepiej te produkcyjne – już teraz musimy dostosować taktykę akwizycji do bieżących warunków.
Jak wyglądają postępy prac na tych złożach, w których PGNiG ma już udziały?
PGNiG Upstream Norway jako pierwsza polska spółka otrzymała właśnie zgodę na wykonanie odwiertu na Morzu Norweskim w roli operatora. Chodzi o koncesję poszukiwawczą Shrek, w której mamy 40 proc. udziałów. Przylega ona bezpośrednio do obszaru licencyjnego złóż Skarv i Aerfugl, w których mamy 12 proc. udziałów jako partner. To o tyle istotne, że otwór, który projektujemy i który zostanie odwiercony w 2019 r., będzie znajdował się blisko jednostki produkcyjnej Skarv. Jeśli w odwiercie znajdziemy gaz i ropę, będziemy mogli je szybko zagospodarować z wykorzystaniem istniejącej infrastruktury, w której również mamy udziały. Nasze koncepcje geologiczne zostały docenione przez norweskich partnerów. Jednomyślnie poparli rekomendację wykonania odwiertu poszukiwawczego według naszego projektu i z naszym wykonawstwem. To wyraźne potwierdzenie, że jesteśmy nie tylko solidnym partnerem na złożach Skarv i Aerfugl, ale również firmą, która chce i może mieć decydujący głos w sprawie wielkości produkcji w tym rejonie. Tym samym PGNiG wszedł do relatywnie wąskiego grona podmiotów o kompetencjach z zakresu offshore drilling. Zgodnie z aktualnymi danymi Norweskiego Dyrektoriatu Naftowego na Norweskim Szelfie Kontynentalnym aktywne są obecnie 42 spółki, ale tylko 27 z nich to operatorzy wierceń. My staliśmy się 28.
Jak wygląda sytuacja na złożu Fogelberg?
PGNiG Upstream Norway zakończyło wiercenie otworu rozpoznawczego i przeprowadziło test produkcyjny, który dał nam bardzo dobry wynik w postaci przypływu gazu 570 tys. m sześc. gazu na dobę. Do listopada 2019 r. opracujemy plan zagospodarowania złoża. Po jego zatwierdzeniu rozpoczną się wiercenia eksploatacyjne i montaż instalacji wydobywczej. Produkcję w pełnym wymiarze prognozujemy rozpocząć na przełomie lat 2022/2023. Potencjał zasobów gazu Fogelberg oceniamy na 7–14 mld m sześc.
Rozwój PGNiG w Norwegii i budowa przez Gaz-System Baltic Pipe to dla pana bardziej projekt polityczny czy biznesowy?
Cel nadrzędny jest oczywiście taki, by uniezależnić się od dostawcy wschodniego i nie przedłużać ryzykownego kontraktu jamalskiego. To cel ściśle gospodarczy. Kiedy połączymy się gazociągiem Baltic Pipe z Morzem Północnym, wskaźniki rentowności będą tym większe, im więcej surowca będziemy czerpać z własnych złóż. Dlatego bardzo nam na tym zależy. Jesteśmy spokojni co do ekonomicznej opłacalności projektu. Opłaty przesyłowe muszą być dostosowane do reżimu prawnego UE. To duża przewaga w stosunku do podejścia Gazpromu, od którego nie oczekujemy niczego więcej jak tylko przestrzegania zasad. Niestety, na razie to się nie dzieje.
Trybunał Arbitrażowy orzekł niedawno, że PGNiG ma prawo żądać od Gazpromu zmiany formuły cenowej. Zaznaczył, że kwestia ustalenia nowej ceny kontraktowej będzie rozstrzygnięta w dalszym etapie postępowania. Czy są jakieś nowe informacje w tej sprawie?
Prawdą jest, że zgodnie z korzystnym dla PGNiG orzeczeniem Trybunału Arbitrażowego w wyroku częściowym spełniona została przesłanka kontraktowa uprawniająca nas do żądania zmiany ceny. Spodziewamy się, że ostateczny wyrok zostanie ogłoszony w najbliższych miesiącach, prawdopodobnie do końca tego roku lub na początku przyszłego. I to na razie jedyny nasz komentarz.
Jak może pan określić sytuację w sprawie wydobycia krajowego? Po rynku krąży dużo kontrowersji...
Eksploatujemy wciąż te same złoża i żeby utrzymać wydobycie, trzeba stale w nie inwestować. Ale uspokajam – podtrzymujemy prognozę wydobycia w bieżącym roku na poziomie 3,8 mld m sześc., a w 2019 r. na poziomie 3,9 mld m sześc., co zaspokoi ponad 20 proc. krajowego zużycia. Do końca tego roku planujemy przyłączyć produkcję z 13 odwiertów. Ponadto prowadzone będą prace modernizacyjne oraz rozbudowa istniejących już instalacji. Będziemy kontynuować projekt Geo-Metan, który wykorzystuje technikę szczelinowania z otworów wierconych od powierzchni do wydobywania metanu z pokładów węgla kamiennego. Przykłady australijskie wskazują, że w Polsce możemy rozwinąć tę technologię na dużą skalę.
Pierwsze półrocze 2018 r. PGNiG zakończył z niezłymi wynikami, zużycie gazu w Polsce cały czas rośnie. Ale widać też, że rosną ceny, po których PGNiG kupuje surowiec. Odbiorcy gazu z niepokojem mówią o ofertach na zakup na przyszły rok, jakie pojawiają się na rynku. Będą duże podwyżki?
Wyniki grupy PGNiG w pierwszej połowie roku dają powody do zadowolenia. Mimo nietypowo ciepłej wiosny, sprzedaż gazu wzrosła o 8 proc. rok do roku, co jest m.in. zasługą szybkiego tempa rozwoju polskiej gospodarki oraz rosnących mocy elektrowni i elektrociepłowni zasilanych gazem. Cały czas monitorujemy sytuację na rynkach hurtowych, a tam ceny ropy i gazu od drugiej połowy 2017 r. stale rosną. To z kolei wpływa na wzrost cen, po których kupujemy gaz z Rosji. Dlatego im więcej własnych złóż, tym większa rentowność. I tym lepiej dla krajowych odbiorców.
