Z Tomaszem Fillem, dyrektorem Departamentu Komunikacji i Relacji Inwestorskich Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA, rozmawia Ewa Grunert - Ile gazu zużywa się rocznie w Polsce i z jakich źródeł on pochodzi? - Roczne zużycie gazu ziemnego w Polsce wynosi ok. 14 mld m3. Obecnie 30% popytu zaspokajane jest przez wydobycie krajowe. Pozostała część pokrywana jest przez import: z Rosji - 68%, z Azji Środkowej - 24% oraz z Europy Zachodniej - 8%. - Jeśli najwięcej gazu jest importowanego z Rosji, to dlaczego rząd odmawia budowy drugiej nitki tranzytowego Gazociągu Jamalskiego z Rosji do Niemiec? - Nic nam nie wiadomo o tym, by polski rząd kiedykolwiek odmawiał budowy drugiej nitki Gazociągu Jamalskiego. Warto zwrócić uwagę, że to strona rosyjska dotychczas nie wywiązuje się z tego zobowiązania i nie przedstawiła konkretnej propozycji w tej sprawie. Niedawno pojawiły się doniesienia prasowe, mówiące o tym, że strona rosyjska nie zamierza realizować drugiej nitki tego gazociągu, choć jeszcze w marcu br. projekt ten był w planach finansowych Gazpromu. - Czy nie byłby on konkurencyjny do planowanego gazociągu z Rosji do Niemiec, który ma powstać na dnie Bałtyku? - Z pewnością budowa drugiej nitki Gazociągu Jamalskiego byłaby tańsza niż realizacja rosyjsko-niemieckiego projektu gazociągu podmorskiego przez Bałtyk, czyli tzw. Nord Stream. PGNiG nie ma jednak zwyczaju komentowania projektów inwestycyjnych prowadzonych przez inne firmy z branży gazowniczej. - Jak wygląda sprawa zakupu 15% udziałów w złożach gazu norweskiego? Przez kogo będą eksploatowane złoża i czy surowiec będzie trafiał do Polski? Słowem, na jakich zasadach zostanie oparta eksploatacja? - Zakup od Exxon Mobile udziałów w złożach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym jest w fazie dopełniania wszystkich warunków umowy, niezbędnych do finalizacji transakcji. PGNiG bierze udział w spotkaniach zespołów projektowych przygotowujących studium FEED (Front End Engineering Design) i uczestniczy w procesie decyzyjnym proporcjonalnie do swoich udziałów. Operatorem na złożach Skarv i Snadd będzie firma BP i to ona będzie odpowiadać za techniczną organizację eksploatacji. PGNiG rozważa teraz model optymalnego wykorzystania pozyskanego w Norwegii surowca. Rozpatrywaną wersją jest zarówno obrót tym gazem na rynku transakcji krótkoterminowych, jak i przesył gazu ze złóż Skarv i Snadd do Polski. Stąd właśnie zainteresowanie PGNiG takimi projektami, jak Baltic Pipe czy Skanled. - Możliwości eksportowe złóż norweskich są prawie na wyczerpaniu, a więc czy wydanie 360 mln USD, nie licząc nakładów inwestycyjnych, było opłacalne? - W pytaniu zawarta jest teza, z którą trudno się zgodzić. Otóż, złoża skandynawskie są bardzo obiecujące i jeszcze w całości nie odkryte. Z całą pewnością udział PGNiG w projekcie zakupu złóż norweskich jest opłacalny. Poza tym, dla naszej firmy oznacza to możliwość pozyskania nowych, cennych doświadczeń w zakresie wierceń na morzu. Będziemy współpracować z takimi światowymi liderami, jak: Shell, Statoil, Norsk Hydro czy BR Udział w tym projekcie otworzył także przed PGNiG nowe możliwości biznesowe, co widać m.in. na przykładzie projektu Skanled i Baltic Pipe. - Pod znakiem zapytania pozostaje możliwość doprowadzenia do Polski rurociągu z Norwegii przez Szwecję do 2011 r., ponieważ dane z Norwegii mówią o podjęciu decyzji o budowie rurociągu w 2009 r., co wręcz wyklucza doprowadzenie go do nas w rok czy 2 lata później. Skąd wzięły się te terminy? - PGNiG uzależnia podjęcie ostatecznej decyzji inwestycyjnej, dotyczącej projektu Skanled, od rozpoczęcia budowy gazociągu Baltic Pipe. Ponadto, w liście intencyjnym podpisanym z Energi-net.dk, podkreślono, iż PGNiG, wraz z duńskim operatorem, deklarują chęć współpracy przy organizacji dostaw gazu z Norweskiego Szelfu Kontynentalnego na polski rynek, zwłaszcza w kontekście projektu Skanled. Mając na uwadze zapisy listu intencyjnego, PGNiG oraz Energinet. dk zadeklarowały wspólne podejście do koncepcji biznesowej przesyłu gazu przez Skanled - w celu zasilenia Baltic Pipe. Energinet.dk zadeklarowało także wstępnie możliwość stworzenia dodatkowych mocy przesyłowych we własnym systemie, aby dostarczać gaz ze Skanled do miejsca, w którym będzie rozpoczynał się gazociąg Baltic Pipe. Można więc mówić o wspólnych intencjach stron dotyczących koncepcji biznesowej przesyłu gazu z Norweskiego Szelfu Kontynentalnego do Polski. Według opinii duńskich ekspertów, budowa (proces układania gazociągu na dnie morskim, po wcześniejszym opracowaniu wszelkich niezbędnych analiz, projektów i dokumentacji) podmorskiego gazociągu o specyfikacji technicznej zbliżonej do Baltic Pipe może zostać ukończona w ciągu jednego sezonu (początek wiosny-do połowy jesieni). Oznacza to możliwość uruchomienia dostaw poprzez połączenie z Danią wraz z końcem 2010 r. - Jak skomentuje pan zapowiedź Skanledu, że obecna koncepcja budowy gazociągu nie przewiduje przedłużenia go do Polski? - Ta teza również nie znajduje potwierdzenia. Na obecnym etapie naszych rozmów z konsorcjum Skanled trudno w jakikolwiek sposób ją komentować. - Czy plany budowy gazociągu Bernau - Szczecin, którym i tak płynąłby rosyjski gaz, ale z niemieckich instalacji, są realne? Można mówić o terminach i kosztach zakupu tego gazu? - Jak wiadomo, nie jest to projekt PGNiG, zatem nie będziemy go oceniać. Możemy jedynie powiedzieć, że w tej chwili jesteśmy skoncentrowani na realizacji własnych planów inwestycyjnych - i na tej liście nie znajduje się projekt gazociągu z Niemiec do Polski. W przyszłości nie wykluczamy możliwości połączenia z systemem niemieckim, jednak po zrealizowaniu naszych projektów strategicznych - terminalu LNG i połączenia ze Skandynawią. - Właśnie rozpoczęła się budowa gazoportu w Świnoujściu. Skąd będziemy kupowali gaz skroplony? Z krajów arabskich czy afrykańskich? - Rozważanymi kierunkami dostaw do terminalu LNG są: Afryka Północna i Bliski Wschód. PGNiG prowadzi rozmowy z potencjalnymi dostawcami, ale ze względu na ich poufność nie możemy w tej chwili przekazać więcej szczegółów. - Jakie będą koszty budowy infrastruktury do magazynowania gazu na zapleczu portów Szczecin i Świnoujście? - Planowany budżet na realizację terminalu, przy założeniu jego przepustowości do 2,5 mld m3 rocznie, to ok. 350 mln euro. Koszt ten może wzrosnąć o 100 mln euro, w miarę osiągania maksymalnej przepustowości - 7,5 mld m3 gazu rocznie. Planowana jest stopniowa budowa maksymalnie 3 zbiorników gazu. Ich powstanie to ok. 40% kosztów budowy terminalu. Do tych kwot należy doliczyć koszt rozbudowy infrastruktury przesyłowej w północno-zachodniej Polsce, jednak to zadanie będzie realizowane przez OGP Gaz-System. - Czy dążenie do dywersyfikacji dostaw gazu nie jest prowadzone w sposób zbyt rozproszony, czego efektem mogą być kłopoty dla odbiorców? - PGNiG wypełnia rozporządzenie Rady Ministrów z 24 października 2000 r., które wprowadza procentowe ograniczenie dostaw gazu pochodzących z jednego kraju. Z dozwolonego obecnie poziomu 72% mamy systematycznie obniżać udział w dostawach jednego dostawcy do 49% w latach 2019-2020. PGNiG realizuje koncepcję biznesową, w ramach której dywersyfikuje źródła i kierunki dostaw tak, aby dostawy surowca do Polski były elastyczne i bezpieczne. Oprócz zapewnienia dostaw w ramach bezpiecznych i przewidywalnych kontraktów długoterminowych, w 2006 r. zmierzaliśmy do wprowadzenia Polski na rynek bardziej elastycznych rozwiązań. Właśnie dlatego, zarząd podjął decyzję o lokalizacji terminalu do regazyfikacji LNG w Świnoujściu i konsekwentnie przygotowuje rozpoczęcie budowy terminalu, którego początkowa zdolność przeładunkowa w 2011 r. będzie wynosić 2,5 mld m3 rocznie. Ten innowacyjny projekt wprowadza Polskę na światowy rynek LNG i zmniejsza uzależnienie od jednego dostawcy. Drugim projektem rozpoczętym w 2006 r., który bez wątpienia wpłynie na strukturę dostaw gazu do Polski, jest bezpośrednie połączenie ze złożami norweskimi w ramach projektów Baltic Pipe i Skanled. Projekty te zostały wybrane na podstawie kryteriów biznesowych. Równolegle, PGNiG realizuje również projekt zwiększenia krajowego wydobycia, zmierzający do pokrycia rosnącej konsumpcji gazu ziemnego. - Dziękuję za rozmowę