W 2010 roku PGNiG na poszukiwania złóż, wydobycie i budowę, rozbudowę podziemnych magazynów gazu oraz pozostałe inwestycje przeznaczy ok. 4 mld zł - mówi w rozmowie z Dziennikiem Gazetą Prawną Sławomir Hinc wiceprezes zarządu ds. finansowych PGNiG.
ROZMOWA
MICHAŁ DUSZCZYK
Analitycy KBC Securities prognozują, że wydatki inwestycyjne PGNiG w tym roku spadną z 5 do 4,5 mld zł. Ucierpieć ma segment poszukiwań i wydobycia (tzw. upstream) – wydatki na niego mają być o ponad 250 mln zł niższe od tych z 2009 roku. Jak zamierzają państwo zwiększać lub choćby utrzymać obecny poziom wydobycia?
SŁAWOMIR HINC*
Reklama
Te prognozy są nieprawdziwe. Stanowczo zaprzeczam tym spekulacjom. Zapewniam, że PGNiG na inwestycje w 2010 roku planuje podobny poziom wydatków jak w 2009 roku, kiedy w całej naszej grupie kapitałowej wydatki inwestycyjne wyniosły ok. 5 mld zł. Co najwyżej możliwe są przesunięcia, z wyjątkiem dystrybucji, na którą zaplanowaliśmy około 1 mld zł, ale w ramach tych ok. 5 mld zł. Te ewentualne przesunięcia mogą wynikać z harmonogramu realizacji inwestycji.
Rok 2010 jest bowiem jednym z najbardziej intensywnych pod względem inwestycji w sektorze upstreamu w historii PGNiG. W sumie na poszukiwania złóż, wydobycie i budowę, rozbudowę podziemnych magazynów gazu oraz pozostałe inwestycje przeznaczymy ok. 4 mld zł.
Zmniejszania wydatków na poszukiwanie i wydobycie z całą pewnością nie będzie?
Na poszukiwania złóż w kraju i za granicą – podobnie jak w 2009 roku – zamierzamy wydać 850–900 mln zł. Plan inwestycyjny obejmuje wydobycie, w tym zagospodarowanie złoża Lubiatów–Międzychód–Grotów. Co ważne, przyspieszamy tam prace i chcemy oddać kopalnię do użytku o rok wcześniej, czyli w 2012 roku. 2010–2011 będą więc latami największych wydatków na tym złożu. Mówimy o kwocie około 1 mld zł łącznie.
W sierpniu 2011 r. chcemy ponadto rozpocząć wydobycie w Norwegii, więc w 2010 r. będą również duże nakłady inwestycyjne na ten projekt. Jak widać, zdecydowanie nie zmniejszamy wydatków i są one praktycznie na takim samym poziomie jak w 2009 roku.



W I kwartale PGNiG planowało emisję obligacji na rynku krajowym. Na jakim spółka jest etapie?
Rozmowy z bankami są już bardzo zaawansowane. Oczekujemy, że za dwa tygodnie otrzymamy od nich finalne odpowiedzi. Wówczas dowiemy się też, jakie kwoty tego finansowania są w stanie nam udostępnić. Z obligacji chcemy pozyskać około 2,5–3 mld zł. Szacujemy, że grupa banków, z którą zamierzamy w tym zakresie współpracować, będzie liczyła 5–8 instytucji finansowych.
Jesteśmy też zaawansowani w pracach nad uzyskaniem finansowania na zagospodarowanie złóż w Norwegii. To kredyt o charakterze project finance. Mam nadzieję, że oba te projekty sfinalizujemy do końca pierwszego kwartału. Na koniec roku 2010 planujemy ponadto emisję euroobligacji. Chcemy pozyskać w ten sposób do 2,5 mld zł.
Od momentu, w którym spółka składała do Urzędu Regulacji Energetyki wniosek taryfowy, ceny ropy naftowej mocno wzrosły. Czy PGNiG wystąpi do URE z nowym wnioskiem taryfowym?
Tak, będziemy go składać około 15 lutego. Obecnie obowiązująca taryfa ważna jest do końca marca. Liczymy, że nowa wejdzie w życie od 1 kwietnia.
Czy to znaczy, że za dwa i pół miesiąca czekają nas podwyżki cen gazu?
Analizujemy to, co dzieje się na rynku. Rzeczywiście ceny ropy od 12 miesięcy stopniową pną się w górę – z 40 dol. za baryłkę na początku roku przekroczyły już 80 dol. To naturalne, że podwyżka cen ropy ciągnie za sobą ceny gazu, choć z poślizgiem 9-miesięcznym. To oznacza, że wzrosty cen ropy z 2009 roku będą przekładać się na wzrosty cen gazu w 2010 roku.
Taryfa jest dość sztywnie skonstruowana. PGNiG podkreślało, że z tego powodu sporo traci – tylko w I półroczu 2009 r. prawie 0,5 mld zł. Wprowadzenie jakich zmian postuluje spółka?
Stoimy na stanowisku, że taryfa powinna być zdecydowanie bardziej elastyczna. Przedsiębiorstwo powinno mieć możliwość poruszania się w pewnym obszarze cen w stosunku do oczekiwań odbiorców.



Co to konkretnie znaczy?
Są dwa kierunki działań. Pierwsze to skrócenie terminu obowiązywania taryfy. Mogłaby ona być zmieniana np. co kwartał. Alternatywnym i chyba najlepszym rozwiązaniem jest umożliwienie sprzedaży odbiorcom, którzy będą tym oczywiście zainteresowani, surowca w oparciu o formuły cenowe związane z ropą naftową czy produktami naftowymi. Nie dotyczyłoby to odbiorców domowych. Taryfa w przypadku konsumentów chronionych powinna pozostać regulowana i zatwierdzana tak jak dotychczas.
Jednak w przypadku klientów przemysłowych, zwłaszcza tych dużych, zmiany są potrzebne.
Oni woleliby, zamiast taryfy administracyjnie zatwierdzanej, korzystać z pewnej formuły cenowej, którą mogliby skorelować z rynkiem. Firmy takie działają na rynkach konkurencyjnych, więc jeśli zmieniają się ceny surowców na świecie, a ich cena w Polsce zostaje oderwana od rzeczywistości, to sytuacja tych przedsiębiorstw jest trudniejsza. Niedawno mieliśmy sygnały w tej sprawie ze strony branży chemicznej. Firmy te żaliły się, że ich koszty zmieniają się inaczej niż koszty konkurentów. Podobne głosy często pojawiają się wśród firm elektroenergetycznych.
Czy bez tych zmian rozwój elektroenergetyki gazowej może być zagrożony?
Bardzo trudno będzie zbudować dobry, perspektywiczny biznes oparty na gazie w wytwarzaniu energii elektrycznej, jeżeli pozostaniemy przy sztywnych formułach cenowych budowanych na dotychczasowej konstrukcji taryfy. Firmy z tej branży działają na konkurencyjnym rynku. Chcąc sprzedać prąd, chciałyby wiedzieć, w jaki sposób kształtować ścieżkę zakupu gazu. Jeśli ceny tego surowca oparte są o formuły, to istnieją instrumenty finansowe, które mogą zabezpieczyć marżę pomiędzy jego ceną a ceną energii elektrycznej. Przy cenach administracyjnych nie ma możliwości znalezienia instrumentu finansowego, który by zabezpieczył pewną zyskowność na produkcji energii elektrycznej.
Czy to znaczy, że bez zmian polityki taryfowej nie ma więc co liczyć na boom inwestycyjny w tym sektorze?
To, jak elektroenergetyka oparta na gazie będzie się w Polsce rozwijała, związane jest z kwestią ochrony środowiska, ochrony klimatu i emisją CO2 do atmosfery. W przypadku pojawiania się inwestycji związanych z energetyką odnawialną, głównie wiatrową, z definicji wymaga ona pewnych źródeł opartych na gazie. To źródła, które szybko można uruchomić w momencie, gdy przestaje wiać.
Oznacza to, że gaz w wielu projektach jest komplementarny dla energetyki odnawialnej. Zmiany dotyczące zaostrzania polityki klimatycznej sprzyjają temu nośnikowi. Jednak bez zmiany polityki taryfowej może okazać się, że dopięcie finansowania inwestycji w tym sektorze będzie bardzo trudne.
*Sławomir Hinc wiceprezes zarządu ds. finansowych PGNiG