Norweski wariant 3.0

NASZ WYWIAD: Piotr Woźniak - prezes PGNiG twierdzi, że połączeniem z Norwegią wciąż można przeciąć rosyjską "pętlę" gazową w Europie i zapewnić Polsce bezpieczeństwo energetyczne...

„Gazeta Bankowa”: Panie prezesie, co będzie dalej z inwestycjami Gazpromu? Jak one będą wpływać na Polskę?


Piotr Woźniak, prezes Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa (PGNiG): Monitorujemy tylko te, które są najważniejsze z naszego punktu widzenia, czyli gazociąg Nord Stream i inwestycje w gazową infrastrukturę niemiecką. Zwłaszcza tę, która jest najbliżej naszej zachodniej granicy. Od około trzech lat zaangażowanie kapitałowe Gazpromu w Europie rośnie właściwie w całym łańcuchu wartości – od sprzedaży przez przesył i magazynowanie po dystrybucję. Inne spółki rosyjskie zainwestowały w upstream na Morzu Norweskim. Stałe tempo, w którym Gazprom powiększa swój zasięg operacji w Europie zwraca uwagę na tle słabszej kondycji wszystkich spółek sektora paliwowego, spowodowanej wyjątkowo głęboką bessą surowcową na całym świecie. Nie potwierdziły się natomiast plany ekspansji Gazpromu na Dalekim Wschodzie czy w Chinach.

Myśli pan, że Nord Stream spina się pod względem ekonomicznym? To jest w ogóle przedsięwzięcie biznesowe?

Oczywiście, że nie jest. Po pierwsze, nie ma uzasadnienia dla nowej zdolności przesyłowej na dodatkowe 55 mld m3 gazu do Europy (tyle ma projektowanej przepustowości Nord Stream 2) w sytuacji kiedy ani teraz, ani w przewidywalnej przyszłości nie będą wykorzystane istniejące gazociągi Nord Stream 1 i Braterstwo. Po drugie, nie trzeba szczególnej dociekliwości, żeby połączyć publiczne zapowiedzi wyłączenia przez Gazprom od 2019 r. przesyłu przez Ukrainę z planami budowy Nord Stream 2. Wszystko wskazuje na to, że za zgodą najważniejszych klientów w Europie Gazprom zaplanował zasadniczą zmianę trasy dostaw na Zachód i ma ona przebiegać przez Bałtyk, mimo ogromnych nakładów inwestycyjnych i większych kosztów operacyjnych dla odbiorców w Europie Centralnej i Wschodniej. Obawiam się, że nie mamy na to bezpośredniego wpływu, ponieważ w rosyjskiej polityce energetycznej przemysł gazowy został podporządkowany celom polityki zagranicznej Federacji Rosyjskiej – właśnie w Europie Centralnej i w zachodniej Azji. Warto zacytować tu fragment oficjalnego dokumentu opublikowanego ponad 10 lat temu przez rosyjskie władze na stronie internetowej Federalnego Ministerstwa Energetyki. Mimo kilku modyfikacji tego dokumentu w ciągu ostatnich lat, cel pozostał ten sam i jest konsekwentnie realizowany: „eksport i handel gazem jest narzędziem polityki zagranicznej Federacji Rosyjskiej”. To jest rzeczywistość, z którą należy się mierzyć bez żadnych złudzeń. Dlatego zamiast przewidywać przyszłość, co, jak wiadomo jest dość ryzykowne, lepiej i bezpieczniej jest ją zaplanować po swojemu i wcielać te plany w życie. Mamy dobre warunki, żeby zmienić proporcje i kierunki importu w taki sposób, żeby na stałe wyeliminować ryzyka nieprzewidzianych przerw w dostawach gazu i nie być przedmiotem cudzej polityki zagranicznej.

To w ogóle możliwe?

Tak, i będziemy do tego dążyć. Pierwszym krokiem jest projekt budowy połączenia gazociągowego z Morzem Północnym, do którego zresztą przymierzamy się już po raz trzeci.

No, niby do trzech razy sztuka... Pierwszy raz był w 2001 r., gdy zasiadał pan w zarządzie PGNiG. Wtedy się nie udało.

Tak, i wielka szkoda, bo tamten projekt był bardzo korzystny i dla rynku wewnętrznego, i dla naszej spółki. Niestety ten sam wariant jest już raczej niemożliwy do odtworzenia. Negocjowaliśmy wtedy kontrakt przez 16 miesięcy. Częścią inwestycyjną – gazociągiem
– miała zająć się wyłącznie strona norweska. Koszt infrastruktury był wliczony w cenę gazu, która z kolei bardzo niewiele odbiegała od cen gazu z Rosji. Chcę tu wyraźnie podkreślić – przede wszystkim ówczesny kontrakt na zakup gazu zawierał warunki dostaw co najmniej porównywalne do warunków dostaw od Gazpromu, a dodatkowo był wolny od ryzyk przerw w dostawach.

Wielu analityków rynku energetycznego pisało wówczas, że tamten wariant był dla Polski najkorzystniejszy nie tylko dlatego, że w pewnym sensie zwalniał nas z inwestycji. To był ponoć projekt wizjonerski. Z czego to wynikało?

Proszę zwrócić uwagę, że w naszej części Europy główny kierunek dostaw gazu biegnie ciągle ze Wschodu na Za- chód. Tymczasem tam była zupełnie inna konstrukcja: Północ – Południe, która przecinała rosyjską „pętlę”. Dawało to zupełnie nowe możliwości rozwoju dalej w kierunku południowym i konkurowania z dostawcami ze Wschodu. Poza tym norweski kontrakt był symetryczny. Uwzględniał w dobrej proporcji interesy PGNiG i interesy dostawców norweskich. Norwegowie dbali i dbają nadal o to, żeby warunki kontraktowe, zwłaszcza ceny, nie przekraczały możliwości kontrahenta. To dobre, pragmatyczne podejście przy zawieraniu kontraktów handlowych. Poza tym Norwegia nie stawia przed swoim przemysłem gazowym zadań politycznych.

Co zaważyło na tym, że pierwszy wariant norweski nie wszedł w życie?

Decyzja premiera Millera z SLD. Wyłącznie.

Jak argumentowana?

Ceną i wolumenem, tzw. „przekontraktowaniem”. Pan Miller zadekretował ten kontrakt jako niekorzystny, dlatego że cena za gaz była rzekomo za wysoka. Deklarował to zanim jeszcze miał możliwość po- znać warunki kontraktu; twierdził, że norweski gaz był o 30 proc. droższy od rosyjskiego. Otóż, nieprawda. Norweska oferta mieściła się w paśmie +/- 7 proc. w porównaniu do ceny gazu rosyjskiego, dostarczanego za pośrednictwem gazociągu jamalskiego. Oczywiście według ówczesnej formuły cenowej w kontrakcie. Zarzut „przekontraktowania” był paradoksalny. Rząd SLD-PSL twierdził, że gazu będzie w Polsce za dużo. Po czym po dwóch latach wicepremier Marek Pol rozpoczął negocjacje o dodatkowe dostawy ze Wschodu i doprowadził do zawarcia kontraktu z RosUkrEnergo, dostawcą wschodnim o wątpliwej proweniencji. 


Ale przecież tamten kontrakt z Norwegami został podpisany. Nie było tak?



Tak było. To był podpisany, wiążący kontrakt. Ze względu na skalę inwestycji kontrakt przewidywał, że obie strony będą się nawzajem informować o wypełnieniu swoich obowiązków umownych i według precyzyjnie określonego harmonogramu, zwłaszcza w pierwszej fazie budowy gazociągu podmorskiego do polskiego wybrzeża. Chodziło o podstawowe rzeczy – takie, jak zgody korporacyjne na poszczególnych etapach, inwestycje w infrastrukturę gazową po naszej stronie itp. Niestety, jasną intencją idącego wtedy po władzę Leszka Millera było utrzymanie dostaw gazu z Rosji, nawet za cenę pogorszenia stosunków z Norwegami. Z konstrukcji umowy wynikało, że nie trzeba było nic specjalnego robić, by kontrakt nie wszedł w życie. Wystarczyło nie zawiadomić w przewidzianym momencie Norwegów o spełnieniu przez Polskę uzgodnionych przez obie strony warunków.

I nie zawiadomili?

Nie zawiadomili. Mało tego, nasi norwescy partnerzy dwukrotnie oficjalnie dopytywali, czy Polska na pewno odrzuca tak korzystny dla siebie kontrakt. Istnieje korespondencja z tamtych czasów. Norwegowie kontaktowali się ze mną już po usunięciu mnie z zarządu PGNiG. Chcieli dowiedzieć się, o co tak naprawdę chodzi. Rzetelnie informowałem, że już jestem poza PGNiG, ale nalegałem, żeby próbowali zachęcić stronę polską, żeby próbowali porozmawiać wprost. Problem był taki, że do władzy w PGNiG doszli – oględnie mówiąc – ludzie mało profesjonalni i nie można się było z nimi dogadać nawet na płaszczyźnie pojęciowej. Obrazując – nie dla każdego termin „make up” znaczy to samo. Kolokwialnie to makijaż. W gazownictwie „make up gas” oznacza część surowca, która zostaje do późniejszego odbioru... Dla Norwegów nagła rezygnacja z tego kontraktu była gigantycznym zaskoczeniem, bo kiedy go podpisywaliśmy, determinacja obu stron była jednakowa...

Determinacja z naszej strony była zrozumiała. Ale dlaczego Norwegom tak bardzo zależało na tym kontrakcie?

Polska mogła wyjść spod monopolu importowego Rosji, ograniczyć ryzyka przerw w dostawach i płacić mniej za gaz. PGNiG mogło zarabiać na sprzedaży gazu albo przynajmniej ograniczyć starty na handlu gazem ze Wschodu. Czym podyktowana była determinacja Norwegów? W tamtym czasie wolumen udokumentowanych złóż na Morzu Norweskim znacznie przekraczał możliwości ewakuacji gazu z szelfu, bo brakowało zdolności przesyłowych w istniejących rurociągach. Polityka norweska zakładała też zwiększenie produkcji ropy naftowej ze złóż ropno-gazowych, których nie można eksploatować bez uwalniania gazu. To była bardzo dobra koincydencja naszych planów dywersyfikacji dostaw z planami rozwoju produkcji ze złóż norweskich. W Polsce brakowało gazu, a na szelfie brakowało gazociągów. Gdy tylko przepadł nasz kontrakt, w jego miejsce wybudowano inny gazociąg – Lageled, który dziś jest jednym z głównych źródeł dostaw gazu do Wielkiej Brytanii. Był nadmiar gazu i budżet inwestycyjny po stronie norweskiej, więc trzeba było zrealizować projekt. Po prostu biznes. Dla Polski to wielka strata...

Gdyby ten kontrakt z 2001 r. się powiódł, to jak wyglądałby dzisiaj rynek gazu w Polsce?


Mielibyśmy normalną, niezależną infrastrukturę importową i na przykład w 2009 r. nie doszłoby w Polsce do kryzysu gazowego. No i przede wszystkim PGNiG byłoby mniej więcej dwukrotnie bogatszą spółką, a Polacy płaciliby dużo mniej za gaz. W ujęciu europejskim ten wariant rozwinąłby rynki: duński, niemiecki, polski i prawdopodobnie czeski oraz słowacki. Te dwa ostatnie oczywiście pod warunkiem doprowadzenia infrastruktury przesyłowej do południowej Europy. To oznaczałoby dla Polski bardzo duże zyski. W tej chwili pierwsze miejsce na południe od Morza Bałtyckiego, gdzie przecina się infrastruktura przesyłowa gazu ziemnego z różnych źródeł, to skrzyżowanie Gazociągu Jamalskiego z korytarzem transportu gazu ziemnego OPAL w Niemczech. Na samym arbitrażu wolumenowym zarabia się tam spore pieniądze. Gdybyśmy mieli takie skrzyżowanie w Polsce, to byłoby to w Lwówku Wielkopolskim – tam, gdzie mamy wyjście z Gazociągu Jamalskiego. No, ale i kontrakt, i cały pomysł upadł...

To było pana pierwsze podejście do „norweskiego wariantu”. Po raz drugi, już jako minister gospodarki, próbował pan tego dokonać w 2006 roku...

To prawda, ale już w innej konfiguracji, bo gazociąg Skanled miał iść z południa Norwegii, zahaczać o Szwecję, wejść w system duński od północy, a potem przez „Baltic Pipe” dotrzeć do Polski. Chcieliśmy wznowić negocjacje z Norwegami, ale początki były bardzo trudne, bo po- zostało fatalne wrażenie po niewykonanym kontrakcie sprzed 5 lat. Mimo że deklarowaliśmy dobrą wolę, byliśmy jednak partnerem „z przeszłością”. Ostatecznie udało się nawiązać relacje. Do projektu przystąpiło 11 partnerów inwestycyjnych, którzy się niestety powoli wykruszali z różnych przyczyn i ostatecznie projekt upadł w 2009 r. Nie było realnej szansy na projekt dwustronny jak poprzednio i mam wrażenie, że byliśmy dla tej całej inwestycji obciążeniem. Trzeba było przywrócić swoją wiarygodność i dlatego zainwestowaliśmy w norweskie złoża na Morzu Północnym. Akwizycja sporo kosztowała, bo musieliśmy kupić koncesję „z drugiej ręki”, od Exxon Mobil. Powołaliśmy do życia spółkę, noszącą obecnie na- zwę PGNiG Upstream International (PUI), którą jeszcze za moich czasów udało się osadzić w Norwegii formalnie i rozpocząć działalność na złożach Skarv, Snadd i Idun. Krótko mówiąc, powiodło się i obecnie nasza produkcja na Morzu Norweskim osiągnęła około 600 mln m3 gazu rocznie oraz około 660 tys. ton ropy naftowej.

Czyli dobra inwestycja.

Bardzo dobra. Dziś mamy już w Norwegii 19 koncesji. Dzięki temu znacząco poprawiliśmy swoją wiary- godność. Zajęło nam to 10 lat, ale spółka ma nadal dobre perspektywy, wypracowała sobie status operator- ski i cieszy się, nie tylko w Norwegii, uzasadnionym uznaniem.

Można poważnie rozważać trzecie podejście?


Tak, ale już w inny sposób niż w 2001 czy 2006 r. Rozważamy połączenie z szelfem północnym przez system duński od zachodu, a dalej przez „Baltic Pipe” do Polski. Od 2009 r. obowiązuje bowiem trzeci pakiet energetyczny UE, który ściśle rozgranicza działalność przesyłową od dystrybucji i handlu. Dlatego, jako PGNiG będziemy chcieli inwestować tylko na Morzu Północnym. Sondażowe rozmowy wskazują, że powinno się udać.

Te „sondażowe rozmowy” toczyły się ponoć w Krakowie w trakcie meczu naszych szczypiornistów z reprezentacją Norwegii podczas Mistrzostw Europy w piłce ręcznej. To prawda?

(śmiech) Podczas meczu też. Nigdy wcześniej nie oglądałem na żywo tej dyscypliny sportu. Ale to jest bardzo poważna inwestycja, bo to „duża rura” i każda okazja do rozmów jest dobra. Ta była jeszcze lepsza, bo PGNiG jest strategicznym sponsorem polskiej piłki ręcznej.

Szacowaliście już mniej więcej koszty trzeciej wersji „norweskiego wariantu”?


Tak, wszystko jest w granicach naszych możliwości. Jeśli chodzi o finanse, to jesteśmy po „jasnej stronie mocy”. Nasza spółka PUI, którą bierzemy pod uwagę jako inwestora, ma szansę skorzystać z przyjaznych zasad podatkowych, obowiązujących na Morzu Północnym.

Jaka jest realna szansa, że tym razem projekt zostanie zrealizowany od początku do końca? Jaki jest horyzont czasowy?


Sama realizacja powinna przebiegać sprawnie, bo rurociągi morskie na wodach międzynarodowych kładzie się dość szybko i nie ma problemów z właścicielami gruntu. To jest dużo łatwiejszy proces niż w przypadku infrastruktury lądowej. Szacujemy realizację tej inwestycji na trzy lata, do czego trzeba dodać przynajmniej rok na kwestie formalno-prawne.

Wiadomo, że tym razem nie tylko Rosjanie, ale i Niemcy będą mieli coś do powiedzenia.


Sądzę, że na odcinku Norwegia-Dania strona niemiecka nie będzie ingerować, ale to przecież nie będzie koniec drogi. Później owszem, bo dalszy odcinek będzie już wpływał na interesy firm niemieckich. Chcemy jak najszybciej zaprezentować nasz projekt Komisji Europejskiej jako jedyną realną drogę dy- wersyfikacji dostaw gazu do Europy Środkowej i Wschodniej. Wsparcie Komisji byłoby dla nas oczywiście bardzo pożądane.

Jeśli ten projekt się powiedzie, to jaka przyszłość przed nami? Lecimy dalej na południe z siecią przesyłową?


Oczywiście warto, ale nie przed uruchomieniem połączenia z Morzem Północnym, bo korytarz Północ-Południe ma sens tylko wtedy, kiedy mamy do dyspozycji gaz konkurencyjny do rosyjskiego. Oczywiście, mamy teraz również gaz z tankowców, cumujących w terminalu LNG w Świnoujściu, ale to inna klasa bezpieczeństwa i inny rodzaj kontraktów. Rozwój importu LNG pozostaje w zainteresowaniu PGNIG, chociaż jesteśmy gorzej do niego przygotowani niż do sprowadzania gazu rurociągami. LNG i gaz z rurociągów mogą się dobrze zastępować w naszych warunkach. W zależności od postępów w projektach rurociągowych opcja LNG jest oczywista.

A co z wydobyciem gazu konwencjonalnego w Polsce? Kilka lat temu w jednym z wywiadów zwrócił pan uwagę, że przez długoterminowe kontrakty „take or pay” z Gazpromem nikomu nie kalkuluje się w Polsce wchodzenie w krajowe wydobycie.

To jest nadal prawda. Te kontrakty wpędzają nas w wielki kłopot. Nawet jeśli nie weźmiemy surowca, to i tak musimy za niego zapłacić. W warunkach wolno rosnącego rynku gaz krajowy ustępuje przed zobowiązaniem umownym do odbioru (lub zapłaty) od eksportera w dużych i wieloletnich kontraktach. Liczę tu na rozwój energetyki gazowej, o ile uda się zdywersyfikować portfel importowy.

Ale są jakieś plany eksploatacji tych naszych złóż?


Tak, oczywiście mamy takie plany, ale potrzeba na nie czasu. Jesteśmy jako duża spółka giełdowa zobowiązani tzw. planem działalności gospodarczej. Nie stać nas, żeby go dowolnie zmieniać. Z końcem marca spróbujemy go skorygować tak, żeby uwzględnić nowe akcenty w planach wydobywczych. Aczkolwiek to będzie w dużo mniejszym zakresie, niż myślałem wcześniej, bo światowe ceny ropy i gazu sięgają dna i znacznie pogorszyły się warunki inwestycyjne. Będziemy nasze plany dostosowywać w zależności od przewidywanych zmian na rynkach ropy i gazu.

Panie prezesie, muszę zapytać o łupki. Pomysł Tuska zrobienia z Polaków łupkowych szejków zupełnie spalił na panewce…


Mówiłem już wiele razy, że łupki to raczej hasło i nie w samych łupkach trzeba upatrywać perspektyw, tylko w metodzie stymulacji złóż i intensyfikacji wydobycia. W USA i Kanadzie doprowadzono do perfekcji metodę szczelinowania nie tylko w skałach łupkowych, ale w piaskowcowych i wapiennych.

Ale znamy tę metodę?

Właśnie zaczęliśmy uruchamiać specjalny program skierowany na pokłady węgla kamiennego. Będziemy próbowali usuwać metan z pokładów węgla na Górnym Śląsku. Zasoby w Polsce są duże, a kopalnie są w większości metanowe, więc mamy dobry poligon do opracowania projektu. Zamiast odmetanowywać kopalnie tradycyjnie, tzn. od dołu – przez wyrobiska, w których pracują ludzie, spróbujemy wierceń od powierzchni i szczelinowania hydraulicznego pokładów w celu uwolnienia metanu. Z całą pewnością można w ten sposób poprawić bezpieczeństwo pracy górników, ale musimy sprawdzić, czy jednocześnie uda się wyprodukować gaz w ilościach komercyjnych. Wybraliśmy już pierwszy pad na pokładzie węgla w miejscowości Gilowice. Chcemy wykonać zabieg szczelinowana i ocenić jego efekty. Wyniki prac powinny być znane przed końcem roku. Jeśli się powiedzie, będziemy starali się dopracować technikę i powtarzać zabiegi w innych miejscach.

Ale to jest polska technologia, rozwijana tutaj, u nas?

Tak, to się trochę zbyt ambitnie nazywa – technologia. W rzeczywistości to raczej technika i wymaga praktycznego zastosowania w terenie – na złożu. Dopracujemy tę metodę i jestem optymistą, bo spodziewam się niezłych wyników.



Tak czy inaczej prędko tymi szejkami łupkowymi nie zostaniemy.

Zgadzam się, pewnie nie prędko. Oczywiście gaz wydobywany w kraju jest z zasady tańszy niż importowany, ale nie ma nic złego w sprowadzaniu gazu z zagranicy, jeśli tylko sprowadzony jest według dobrego planu. A my swój plan mamy.

Rozmawiał Wojciech Surmacz

Współpraca Maria Szurowska