Prezes PGNiG: Gaz to teraz świetny biznes

Zysk netto 7,34 mld zł, EBIDTA ponad 13 mld – takie wyniki zanotowało PGNiG w 2020 roku. Na ile zaważyło na nich zdarzenie jednorazowe, czyli wpływ blisko 6 mld zł od Gazpromu w rezultacie wyroku sądu arbitrażowego?

Takich wyników nie było w historii firmy. To od stu kilkudziesięciu do kilkuset procent wyższe wskaźniki niż w latach ubiegłych. Oczywiście wpływ na te wyniki miała retroakcja, czyli rozliczenie wsteczne za lata 2014–2020 kontraktu jamalskiego. Ale nas bardziej cieszy to, że wyrok sądu arbitrażowego ustanowił nową formułę cenową dla kontraktu jamalskiego na kolejne kwartały. To już ma i będzie miało pozytywny wpływ na nasze wyniki finansowe w przyszłości.

Jak wyglądają wyniki PGNiG, kiedy odejmiemy pieniądze zwrócone przez Gazprom?

Nadal są bardzo dobre i pokazują stabilną kondycję koncernu. Na przykład EBITDA nawet po odjęciu tych pieniędzy wynosi 8,6 mld zł, czyli o 46 proc. więcej niż przed rokiem.

Co o tym zdecydowało?

Przede wszystkim wyniki działalności handlowej w segmencie obrotu i magazynowania gazu. Wyraźnie poprawiliśmy marżę generowaną w obrocie gazem. Przede wszystkim na rynku polskim, ale także sprzedawanym na rynkach międzynarodowych. Drugi czynnik to własne wydobycie – też rentowny biznes.

Tylko że mamy pandemię i kłopoty różnych gospodarek, w tym polskiej. Dlaczego biznes szedł tak dobrze?

Mimo pandemii krajowe zapotrzebowanie na błękitne paliwo rosło. Cały czas rozwijamy sieć dystrybucyjną, przyłączamy kolejnych klientów – w zeszłym roku rekordowe ponad 100 tysięcy. Widzimy już postępującą transformację energetyczną, spodziewamy się dalszych bardzo dużych wzrostów zapotrzebowania na gaz. W naszym przypadku ta transformacja bez paliwa gazowego po prostu się nie uda. Nie wypełni się założeń Europejskiego Zielonego Ładu i naszej krajowej polityki energetycznej.

I w tych warunkach zdecydowaliście o nieaktualizowaniu strategii firmy. Dlaczego?

W Unii Europejskiej, a także na poziomie krajowym dużo się dzieje w sferze regulacyjnej dotyczącej neutralności klimatycznej. W Unii to przede wszystkim doprecyzowanie instrumentów realizacji Europejskiego Zielonego Ładu, dyrektywy ETS, pakietu OZE i trzeciego pakietu energetycznego, przyjęcie tzw. taksonomii, określającej warunki uznania inwestycji za zrównoważone, zapowiadana jest strategia metanowa. Jeśli chodzi o Polskę – czekamy na strategię metanową, wodorową, dopiero w marcu poznaliśmy ostateczne brzmienie polityki energetycznej do 2040 roku. Chcemy znać treść tych regulacji, aby w odniesieniu do niej przygotować nową strategię obejmującą działania firmy po 2022 roku. Trzeba też pamiętać, że w perspektywie czasu może mieć na nią wpływ szykowana przez polski rząd razem z PKN Orlen transakcja przejęcia PGNiG. Nasza aktualna strategia obowiązuje jeszcze przez prawie dwa lata. Nie trzeba aktualizować strategii, aby zmieniać się jako grupa.

Czy wstrzymujecie się także z konkretnymi działaniami dotyczącymi Zielonego Ładu?

Nie. Będziemy intensyfikować działania zmierzające do zwiększenia udziału odnawialnych źródeł energii w naszym miksie. Chodzi zarówno o fotowoltaikę, jak i energetykę wiatrową. Tutaj przygotowujemy się do akwizycji, interesujemy się projektami farm wiatrowych powyżej 20 MW. Na wszystkich naszych terenach planujemy instalacje fotowoltaiczne, a możemy pod nie przeznaczyć 35 ha gruntów i ponad 76 tys. mkw. powierzchni dachowych. Naszym głównym priorytetem pozostaną biometan i wodór jako naturalne uzupełnienie kompetencji gazowych.

Jak będą wyglądały akwizycje farm wiatrowych?

Za wcześnie na szczegóły. Prowadzimy rozmowy handlowe z kilkoma podmiotami, tzw. deweloperami projektów wiatrowych. W przypadku akwizycji jesteśmy również ciągle aktywni w powiększaniu portfela węglowodorów, wychodząc z założenia, że zapotrzebowanie na gaz będzie rosło. Dlatego chcemy przeprowadzić kilka akwizycji w rejonach, gdzie już prowadzimy wydobycie, czyli przede wszystkim na norweskim szelfie kontynentalnym. PGNiG Upstream Norway właśnie finalizuje zakup od Grupy INEOS wszystkich aktywów jej norweskiej spółki INEOS E&P Norge AS, dysponującej udziałami w 22 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Transakcja ta ma kapitalne znaczenie, ponieważ oznacza skokowy wzrost wydobycia w Norwegii i zapewni istotny wolumen gazu dla gazociągu Baltic Pipe.

Kontrakt jamalski kończy się w 2022 roku. Co potem? Gdzie będziecie kupować gaz?

Budujemy nasz portfel w taki sposób, żeby był on maksymalnie zdywersyfikowany pod względem dostawców, źródeł dostaw i sposobów dostaw. Koncentrujemy się między innymi na wydobyciu krajowym. Dzięki inwestycjom to wydobycie oscyluje wokół 4 mld m sześc. rocznie. W Baltic Pipe mamy zarezerwowanych ponad 8 mld m sześc. przepustowości. Już w tym roku – bez uwzględnienia efektów przejęcia aktywów INEOS – zwiększymy dwukrotnie nasze wydobycie na szelfie norweskim – sięgnie ono blisko miliarda metrów sześciennych. Naszym celem jest, aby w Baltic Pipe płynęło jak najwięcej paliwa z naszego własnego wydobycia w Norwegii, choć oczywiście będziemy również kupować gaz od innych producentów na szelfie. Kolejnym istotnym źródłem jest LNG, które już w tej chwili ma 25 proc. udziału w naszym imporcie. Mamy wieloletnie kontrakty z Katarem i USA, spodziewamy się sprowadzać znaczące ilości LNG, nawet ponad 8 mld m sześc. rocznie.

Czyli gaz z Rosji będzie właściwie już niepotrzebny.

Trzeba też pamiętać, że mamy w planach wykorzystanie interkonektorów na granicach z Litwą czy Słowacją, cały czas jest również możliwy rewers techniczny na gazociągu jamalskim. Ale nie chcemy zaspokajać wyłącznie krajowych potrzeb, liczymy także na zwiększenie skali naszego handlu gazem na rynkach międzynarodowych. Niebawem wyczarterujemy dwa gazowce, które będą umożliwiały nam elastyczne korzystanie z możliwości handlowych LNG zakupionego na przykład w Zatoce Meksykańskiej. Gaz rosyjski całkiem jednak nie zniknie z naszego rynku.

Co oprócz wydobycia jest waszym priorytetem inwestycyjnym na dziś?

Chcemy systematycznie poszerzać zdolności magazynowe. Rozwijamy również sieci dystrybucyjne – Polska Spółka Gazownictwa bardzo szybko realizuje inwestycje, z 300 gmin przewidzianych do gazyfikacji w latach 2018–2022 podłączono już blisko 190. Powstają kolejne stacje regazyfikacyjne, pozwalające zaopatrywać w gaz odbiorców na terenach, gdzie utrudnione są warunki doprowadzenia sieci. Do tego dochodzi segment wytwarzania energii i inwestycje spółki PGNiG Termika. Jesteśmy nadal zainteresowani rozwojem tego rynku i zwiększaniem naszego w nim udziału.

Czy planujecie budowę nowych elektrowni gazowych?

W naszej grupie na razie nie ma takich planów na większą skalę. Uczestniczymy tylko w projekcie, który zakłada budowę elektrowni gazowej w Ostrołęce. Przyglądamy się temu rynkowi i być może niedługo będziemy komunikować pewne decyzje.

Mówi pan o tych planach i inwestycjach w oderwaniu od planowanej fuzji z Orlenem. Dlaczego?

Nie wiem, czy w oderwaniu. Niezależnie od tego, jaki będzie przebieg fuzji, pewne potrzeby w zakresie krajowej energetyki muszą być zaspokajane. To nie jest tak, że przestaniemy dostarczać paliwo gazowe na polski rynek. Poprzez inwestycje staramy się po prostu zwiększać wartość firmy dla akcjonariuszy, czyli także dla potencjalnego przyszłego akcjonariusza – Orlenu. Jeżeli chodzi o szczegóły całego procesu, to musiałbym pana odesłać do Ministerstwa Aktywów Państwowych albo do samego Orlenu. My jesteśmy bardziej przedmiotem niż podmiotem w procesie przejmowania.

Czy ta fuzja jest przesądzona?

Taki jest plan rządu – połączenie gigantów i budowa koncernu multienergetycznego. Trzeba pamiętać, że w przypadku PGNiG Skarb Państwa to zdecydowanie większościowy akcjonariusz, a znane powiedzenie mówi: kto ma akcje, ten ma rację. Ja jestem menedżerem, który ma optymalnie zarządzać aktywami w interesie akcjonariuszy.

Czy będzie pan kolejnym szefem Orlenu? Nieoficjalnie jest wymieniane pana nazwisko.