PGNiG ma ambicję być jednym z filarów gospodarki wodorowej w Polsce
Wyniki za 2020 rok są rekordowe. Skumulowana wartość EBITDA wynosiponad 13 mld zł, czyli prawie 140 proc. więcej niż przed rokiem. EBIT osiągnął wartość ponad 9,6 mld zł, a to o prawie 300 proc. lepszy wynik niż w 2019 roku. O ponad 430 proc. wzrósł także zysk netto, który wyniósł ponad 7,3 mld zł. Mimo panującej ciągle pandemii, zwiększyliśmy o 3 proc. wolumen sprzedanego gazu. Przy tym wyraźnie – o 25 proc. – obniżyliśmy koszty operacyjne. O czym to świadczy? Owszem, wygrany arbitraż z Gazpromem to dla nas najważniejsze wydarzenie roku, ale kluczowa dla wyników GK była zmiana formuły cenowej w kontrakcie jamalskim. To wcale nie jednorazowy zwrot pieniędzy przez Gazprom stanowi o sile naszej Grupy Kapitałowej. Dowód? Wyniki wypracowane przez GK PGNiG w 2020 r. pozostają bardzo dobre również po „oczyszczeniu” ich z efektów rozliczenia nadpłaty za dostawy gazu w konsekwencji wygranego arbitrażu z Gazpromem oraz odpisów majątku trwałego. Wystarczy powiedzieć, że bez wpływu tych czynników EBITDA GK PGNiG wynosi 8,6 mld zł – o 46 proc. więcej niż w ubiegłym roku, a EBIT wzrósł do poziomu 5,2 mld zł, a więc o 82 proc. To mamy nawet dwa dowody. Jeśli rozliczenie nadpłatyi odpisy na majątku trwałym odejmiemy od wyniku kosztów operacyjnych, nadal pozostają one niższe o 13 proc. w porównaniu z zeszłym rokiem. To trzeci dowód do kompletu.
Z roku na rok Polska przestaje być zależna od gazu importowanego ze wschodu, rośnie natomiast udział LNG w imporcie.
W ciągu pięciu ostatnich lat obniżyliśmy import gazu ze Wschodu o prawie 30 pp. Wprawdzie wydobycie gazu w Polsce zapewnia około 20 proc. naszego zapotrzebowania, to coraz więcej „błękitnego paliwa” trafia do nas z Kataru, USA czy Norwegii. Udział LNG w ogólnej strukturze importu przekroczył już 25 proc. Mocno wzrasta też sprzedaż gazu w postaci skroplonej, zarówno w kraju z terminalu w Świnoujściu, jak i z będącej w naszym użytkowaniu, stacji przeładunkowej w Kłajpedzie. Ogółem tonaż sprzedanego w 2020 roku LNG wzrósł o prawie 33 proc.
Dużo inwestujecie w Norwegii. Co konkretnie tam robicie?
PGNiG Upstream Norway, spółka zależna PGNiG SA, zawarło umowę na zakup wszystkich aktywów spółki INEOS E&P Norge AS, która posiada udziały w 22 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Łączne udokumentowane zasoby węglowodorów, które w wyniku transakcji nabędzie PGNiG Upstream Norway to 117 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej. Oznacza to wzrost obecnych zasobów PGNiG w Norwegii o ok. 55 proc. Nabywane aktywa obejmują złoża, z których jest już prowadzone wydobycie. Po ich przejęciu wolumen produkcji gazu ziemnego przez GK PGNiG na Norweskim Szelfie Kontynentalnym wzrośnie o ok. 1,5 mld m sześc. rocznie w ciągu najbliższych pięciu lat. Dzięki temu łączna produkcja PGNiG Upstream Norway może osiągnąć w 2027 roku poziom 4 mld m sześciennych. To transakcja o szczególnym znaczeniu dla PGNiG. Oznacza skokowy wzrost wydobycia w Norwegii i zapewni istotny wolumen gazu dla gazociągu Baltic Pipe. Stanowi zatem ważny wkład w realizację strategicznych celów GK PGNiG. Charakterystyka przejmowanych złóż bardzo dobrze wpisuje się w założenia Strategii GK PGNiG – ok. 94 proc. zasobów będących przedmiotem akwizycji stanowi gaz ziemny. Kluczowym aktywem jest 14 proc. udziałów w Ormen Lange – drugim co do wielkości złożu gazowym na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, z perspektywą produkcji wykraczającą poza 2045 rok. W efekcie transakcji, PGNiG Upstream Norway stanie się również udziałowcem terminalu gazowego Nyhamna (8,2 proc.), obsługującego m.in. złoża Ormen Lange i Aasta Hansteen. Działalność terminalu Nyhamna będzie stanowić źródło stabilnych przychodów operacyjnych, niezależnych od wahań cen węglowodorów. Ustalona pomiędzy PGNiG Upstream Norway a INEOS cena zakupu to 615 mln dolarów amerykańskich (ok. 2,4 mld złotych) przy umownej dacie transakcji 1 stycznia 2021 roku. Ostateczna cena nabycia zostanie pomniejszona o dochody uzyskane przez INEOS E&P Norge AS w 2021 roku do dnia przejęcia kontroli operacyjnej przez PGNiG. Realizacja umowy wymaga zgód korporacyjnych i administracyjnych. Aktualnie PGNiG Upstream Norway posiada udziały w 36 koncesjach i prowadzi wydobycie ropy naftowej i gazu ziemnego z dziewięciu złóż. Sześć kolejnych jest w trakcie prac inwestycyjnych i analitycznych. W ubiegłym roku PGNiG wydobyło na Norweskim Szelfie Kontynentalnym ok. 0,5 mld m sześc. gazu ziemnego. Wolumen prognozowany na ten rok – bez uwzględnienia transakcji z INEOS – to 0,9 mld m sześciennych.
Zaczęliście współpracę z Ukrainą przy poszukiwaniu i eksploatacji ukraińskich zasobów węglowodorów. Ukraina jest atrakcyjnym miejscem rozwoju dla Was?
Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA oraz Grupa Naftogaz podpisały list intencyjny dotyczący współpracy przy poszukiwaniu i eksploatacji ukraińskich zasobów węglowodorów. Ukraina, która dysponuje jednymi z największych zasobów gazu w Europie, może być dla PGNiG atrakcyjnym miejscem rozwoju. Jesteśmy szczególnie zainteresowani działalnością w zachodniej części kraju, graniczącej z obszarem, na którym prowadzimy wydobycie już od kilkudziesięciu lat. Dostępne dane wskazują na duży potencjał złożowy tego regionu. Nasz partner również dysponuje bogatym doświadczeniem oraz cennymi danym geologicznymi, dlatego potencjalna współpraca obu firm może w efektywny sposób przełożyć się na wzrost wydobycia gazu ziemnego w zachodniej części Ukrainy. Może to być korzystne zarówno z punktu widzenia rozwoju obu firm, jak i dla wzmocnienia bezpieczeństwa energetycznego w Europie Środkowo-Wschodniej. Wkładem PGNiG do potencjalnej współpracy będą m.in. kompetencje w stosowaniu zaawansowanych metod poszukiwawczych. Spółka od lat wykorzystuje między innymi analizy trójwymiarowych zdjęć sejsmicznych przy projektowaniu wierceń, co umożliwiło jej odkrycie nowych zasobów gazu na Podkarpaciu. Liczymy, że wykorzystanie tych technologii na Ukrainie może przynieść podobne rezultaty.
PGNiG odgrywa ważną rolę w procesie transformacji energetycznej kraju, zapewniając gaz ziemny - uznany za paliwo przejściowe na drodze od węgla do zeroemisyjności.
W najbliższych dekadach gaz ziemny będzie odgrywał coraz większą rolę jako ekologiczny zamiennik węgla, pozwalający na szybkie obniżenie emisji z krajowej energetyki. Samo PGNiG inwestuje w wymianę kotłów węglowych na gazowe w posiadanych elektrociepłowniach. Nie bez znaczenia jest również wykorzystanie błękitnego paliwa w domowych kotłowniach, w których gaz coraz częściej zastępuje zasilane węglem „kopciuchy”. Tu, oprócz zmniejszenia emisji CO2, bardzo ważne jest ograniczenie niskiej emisji, która jest głównym źródłem zanieczyszczenia powietrza w Polsce. PGNiG ma również solidną pozycję jeśli chodzi o współpracę z samorządami, którym dostarcza CNG i LNG na potrzeby transportu miejskiego i komunalnego.
Gaz ziemny ma być jednak paliwem przejściowym. Z czasem potrzebne będą inne, bezemisyjne źródła energii.
Tak, dlatego pracujemy nad nowymi, czystymi gazami, takimi jak biometan i wodór. Ten pierwszy może być katalizatorem przemiany z węglowej w zieloną gospodarkę. Ambitnie, ale realnie zakładamy, że w ciągu dekady produkcja biometanu może u nas sięgnąć nawet kilku miliardów metrów sześc. rocznie. Dodając ten wolumen do obecnego krajowego wydobycia gazu ziemnego, które oscyluje wokół 4 mld m sześc., mamy szansę pokryć z własnych zasobów ok. 40 proc. aktualnego zapotrzebowania, które – zanim osiągniemy zeroemisyjność – będzie jeszcze wzrastać. Efektywnie rozwijając w Polsce potencjał biometanu, osiągniemy dwa cele: realizację europejskiej polityki klimatycznej i poprawę bezpieczeństwa energetycznego kraju. Wybudowanie 1,5-2 tys. biometanowni ważne jest także z punktu widzenia zrównoważonego rozwoju kraju. W wielu gminach powstaną zakłady, zapewniające nie tylko dostawy czystego paliwa, ale także stabilne miejsca pracy.
A wodór?
Jeśli chodzi o wodór, to trzeba powiedzieć, że rozwój sieci przesyłu i dystrybucji wodoru jest jednym z filarów gospodarki wodorowej. GK PGNiG dysponuje największą w Europie, liczącą ponad 190 tys. kilometrów siecią dystrybucji gazu. Ma również doświadczenie w eksploatacji i budowie wielkoskalowych magazynów gazu, które może być wykorzystane przy budowie kawern dedykowanych do magazynowania wodoru.Wykorzystanie infrastruktury przesyłowo-magazynowej, jest kluczowe dla rozwoju gospodarki wodorowej w Polsce w dłuższym okresie. Potwierdza to projekt rządowej strategii wodorowej, który porządkuje proces budowy rynku wodoru w Polsce. Działania w tym kierunku muszą być skoordynowane, muszą tworzyć synergię. GK PGNiG ma ambicję być jednym z filarów gospodarki wodorowej w Polsce, współpracując w tym obszarze z innymi firmami, które w lipcu 2020 roku dołączyły do zainicjowanego przez ówczesne Ministerstwo Klimatu partnerstwa na rzecz jej budowy. Dostosowanie istniejącej infrastruktury do celów transportu wodoru i paliw opartych na mieszance wodoru i gazu ziemnego czy biometanu jest dużym wyzwaniem. Konieczne będzie dokładne zbadanie stabilności i zachowania mieszaniny wodoru z innymi gazami. PGNiG chce zbadać te kwestie w ramach projektu „InGrid”. Zakłada on budowę doświadczalnej, zamkniętej sieci gazowej, w której będą prowadzone testy przesyłu mieszanek wodoru z innymi gazami w różnych proporcjach. Spółka nie wyklucza zaangażowania w inne segmenty rynku wodorowego. Projekt Polskiej Strategii Wodorowej mówi m.in. o produkcji wodoru z gazu ziemnego i biometanu. To są naturalne obszary działania PGNiG.