Transformacja energetyczna to fakt. Wszyscy wiemy, że w perspektywie długofalowej zmiana ta jest konieczna z ekonomicznego, jak i społecznego punktu widzenia. Będzie to jednak kosztowny projekt, a dla Polski i Polaków praca u podstaw. W naszej gospodarce węgiel w dalszym ciągu stanowi wyraźnie ponad połowę krajowego miksu energetycznego. Wyzwań nie brakuje. Gdzie PGNiG widzi swoją rolę w tym procesie?
Jak każde państwo, Polska posiada wiele uwarunkowań, które determinują naszą drogę do osiągnięcia neutralności klimatycznej. Czeka nas długotrwały proces dekarbonizacji w energetyce, przemyśle, transporcie czy sektorze ciepłowniczym. Te zmiany już się dokonują, coraz częściej przy wykorzystaniu możliwości, jakie oferuje nam gaz ziemny. Priorytetem przy podejmowaniu tego typu wyzwań jest zachowanie racjonalności kosztowej, ale przede wszystkim zapewnienie bezpieczeństwa i ciągłości dostaw energii. Te wymagania spełnia gaz, będący jednocześnie mniej emisyjną alternatywą dla węgla. Uznanie gazu ziemnego na forum krajowym i europejskim jako paliwa przejściowego w procesie transformacji energetycznej, jasno określa rolę, jaką pełnić w nim będzie Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo. Jako spółka jesteśmy bardzo mocno utożsamiani z wydobyciem i obrotem gazem ziemnym. Dodatkowo analitycy zgodnie wskazują na dynamiczny wzrost zapotrzebowania na ten surowiec w najbliższych latach. Czeka nas dużo pracy, dlatego konsekwentnie realizujemy politykę dywersyfikacji kierunków importu gazu ziemnego do Polski. Bardzo mocno stawiamy również na innowacje, by zwiększać możliwości wydobycia gazu z należących do nas krajowych i zagranicznych złóż.
Perspektywa wygaśnięcia kontraktu jamalskiego przynosi coraz więcej pytań o to, w jaki sposób nasze bezpieczeństwo energetyczne będzie wyglądać po 2022 roku. Plany PGNiG związane z gazociągiem Baltic Pipe, pozwalają nam patrzeć z dużą nadzieją na kierunek północny. Jak te akcenty w nowym ekosystemie bezpieczeństwa mogą rozkładać się w praktyce?
W ostatnich latach byliśmy świadkami ograniczeń nałożonych na polski rynek gazu ziemnego przez warunki zakupu oraz klauzulę „take or pay”, wynikające z obowiązującej nas umowy z Gazpromem. Tymczasem rozwój infrastruktury przesyłowej i szerokie możliwości pozyskiwania partnerów niemal w każdym zakątku świata otwierają przed nami zupełnie nową drogę. Wspomniana już wcześniej dywersyfikacja pozwoli nam korzystać z międzynarodowej koniunktury i aktywnie reagować na wahania cen surowców. Patrząc na portfel wydobywczy PGNiG, istotny udział mają w nim aktywa zlokalizowane na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Jesteśmy w trakcie nabycia aktywów firmy INEOS E&P Norge AS, a przejęcie jej udziałów w lokalnych złożach przybliża nas do realizacji jednego z naszych celów strategicznych, jakim jest osiągnięcie własnego wydobycia w Norwegii na poziomie 2,5 mld m3 rocznie. Pozyskiwany w ten sposób gaz ziemny wkrótce popłynie do Polski gazociągiem Baltic Pipe, którego przepustowość „dopełnimy” zakupami surowca od innych producentów, działających w jego zasięgu. Nie jest to jednak dla nas jedyny kierunek importu. Ponad 25 proc. gazu ziemnego docierającego do Polski z zagranicznych źródeł stanowi dziś LNG. W Terminalu im. Prezydenta Lecha Kaczyńskiego w Świnoujściu odbieramy dostawy paliwa przede wszystkim z Kataru i USA. Po 2024 roku będziemy dysponować rocznym wolumenem rzędu 12 mld m sześc.po regazyfikacji. W tym przypadku mówimy nie tylko o budowaniu krajowego bezpieczeństwa energetycznego, ale również rosnącej pozycji PGNiG na międzynarodowym rynku handlu gazem. Cały czas poszukujemy również nowych obszarów wydobywczych. Jesteśmy obecni w Pakistanie i Zjednoczonych Emiratach Arabskich. Coraz bardziej obiecująca staje się dla nas także zachodnia część Ukrainy.
Nie ma zatem obaw, że przy rosnącym zapotrzebowaniu zabraknie nam gazu i będziemy zmuszeni do odnowienia kontraktu z Gazpromem?
Nie ma takiej potrzeby. Istniejące połączenia międzysystemowe już teraz pozwalają zaspokoić znaczną część krajowego zapotrzebowania na paliwo gazowe dostawami z kierunku południowego, zachodniego i Ukrainy oraz drogą morską przez terminal LNG. PGNiG nie prowadzi rozmów na temat nowego kontraktu z Gazpromem. Naszym strategicznym celem jest dywersyfikacja źródeł i kierunków zaopatrzenia w gaz, która zapewni spółce maksymalną elastyczność w kształtowaniu jej portfela importowego. Możliwości dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego po 2022 roku jeszcze wzrosną dzięki realizacji szeroko zakrojonego planu budowy nowych połączeń między Polską a krajami UE oraz rozbudowy infrastruktury przesyłowej w Polsce, co umożliwi pełne wykorzystanie zarówno nowych, jak i istniejących połączeń międzysystemowych. Jak wspomniałem, projekt Baltic Pipe, którego przepustowość wynosi 10 mld m sześc. rocznie, a zdecydowaną większość z tego zarezerwowało PGNiG, jest istotnym, ale nie jedynym elementem infrastruktury dywersyfikacyjnej. Realizowane są zarówno rozbudowa terminalu LNG w Świnoujściu – od 2024 roku jego roczna moc regazyfikacyjna osiągnie 8,3 mld m sześc. – jak i budowa interkonektorów Polska-Litwa, z przepustowością około 1,9 mld m sześc. na rok, oraz Polska-Słowacja, pozwalającego na transport około 5,7 mld m sześc. gazu rocznie. Inwestycje te pozwolą na sprowadzenie wystarczającej ilości paliwa gazowego również w przypadku możliwego wzrostu krajowego zapotrzebowania na gaz. Jesteśmy przygotowani do realizacji różnych scenariuszy zaspokojenia tego zapotrzebowania. Uzupełnieniem dostaw z zagranicy będzie nasze własne wydobycie gazu ziemnego w Polsce.
Mówi Pan, że krajowe wydobycie będzie uzupełnieniem importu gazu? Proszę powiedzieć na jakim poziomie? Czy rozwój projektów zagranicznych wpłynie na ograniczenie działalności PGNiG w Polsce?
Wręcz przeciwnie. Zamierzamy utrzymać wydobycie w Polsce na stabilnym poziomie ok. 4 mld m sześc.rocznie. Po lekkim obniżeniu wydobycia, wynikającym z warunków pandemicznych, taki wolumen chcemy osiągnąć już w 2023 roku. Kontrybucja złóż krajowych w zaspokojeniu naszego zapotrzebowania na paliwo jest stosunkowo niewielka – stanowi około 20 proc. Patrzymy na to jednak nie tylko z perspektywy opłacalności biznesowej, ale także rozwoju lokalnej gospodarki i społeczności, w których od lat jesteśmy obecni. Wdrażamy bardzo konkretne rozwiązania, które nam w tym pomogą, przy jednoczesnym ograniczaniu negatywnego wpływu działalności wydobywczej na środowisko naturalne. Mam tu chociażby na myśli program „Smart Field”. To kontynuacja, a zarazem wyjątkowe rozwinięcie Zintegrowanego Systemu Zarządzania Złożem, opracowanego w 2019 roku i znanego pod nazwą „Cyfrowe Złoże”. Zastosowanie zaawansowanych technologii takich jak sztuczna inteligencja i procesy w chmurze obliczeniowej, pozwoli nam na modelowanie złóż i opracowywanie wariantów ich zagospodarowania z jeszcze większą dokładnością i znacznie szybciej. Pełniejsze wykorzystanie złóż przełoży się z kolei na wzrost zasobów wydobywalnych. Prognozujemy, że dzięki zastosowaniu programu „Smart Field” może być to nawet o ponad 7,3 mld m sześc. więcej w perspektywie najbliższych dwóch lat.
Gaz będzie paliwem przejściowym – nie mamy co do tego najmniejszych wątpliwości. Ale co dalej? Z jakich źródeł za 30 lat PGNiG będzie pozyskiwać energię? Czy w tej przyszłości jest jeszcze miejsce dla gazu ziemnego?
Mamy świadomość, że proces dekarbonizacji będzie postępował. PGNiG wielokrotnie deklarowało gotowość do włączenia się w rozwój zielonych źródeł energii. Chcemy wykorzystać do tego nasze zasoby – infrastrukturę i doświadczenie w obszarze paliw gazowych. Mamy na to konkretny pomysł, który realizujemy w rozpoczętych już projektach. Przede wszystkim będziemy rozwijać naszą sieć dystrybucyjną pod kątem przesyłania nią nie tylko gazu ziemnego, ale także odpowiedniej mieszaniny paliw alternatywnych tj. wodoru czy biometanu. Ten drugi może być bez przeszkód zatłaczany do sieci. Wyzwaniem jest zorganizowanie sieci biometanowni i stopniowe uruchamianie produkcji na coraz większą skalę. Podejmujemy własne działania prowadzące do tego celu, współpracujemy też z innymi spółkami. List intencyjny dotyczący współdziałania na rzecz rozwoju rynku biometanu podpisaliśmy z ORLEN Południe. W przypadku „zielonego” wodoru chcemy się specjalizować w jego magazynowaniu. Zatłaczany do podziemnych kawernowych magazynów gazu, może stać się sposobem na wielkoskalowe przechowywanie energii z OZE na potrzeby energetyki i transportu. Nie czekamy na to, co przyniesie przyszłość. Zarówno w kwestii dzisiejszego bezpieczeństwa energetycznego, jak i neutralności klimatycznej, staramy się kreować rzeczywistość, w której nasze gazowe kompetencje będą mogły przełożyć się na realną korzyść dla Polski i Polaków.
Czy powstanie koncernu multienergetycznego może mieć wpływ na realizację ambitnych planów Grupy Kapitałowej PGNiG?
Połączenie firm ma służyć przede wszystkim osiągnięciu efektu synergii oraz wzmocnieniu działalności spółek w kluczowych obszarach z perspektywy transformacji energetycznej. To długi i wymagający proces, który zdecydowanie łatwiej będzie przeprowadzić wspólnymi siłami. Zapewnienie nieprzerwanych dostaw paliwa, gazyfikacja gmin, rozwój sieci dystrybucyjnej, uwzględniający przesył biometanu i wodoru, przygotowanie magazynów energii to przykłady projektów budowanych na doświadczeniach PGNiG, które będą kontynuowane w ramach koncernu multienergetycznego. Wraz z PKN ORLEN, Lotosem i Energą prowadzimy działania posiadające wiele punktów styku. Łącząc nasze procesy inwestycyjne, będziemy mogli realizować je w sposób bardziej zoptymalizowany i efektywny. Nie mówimy w tym kontekście o ograniczeniach, a mnożeniu naszych zdolności inwestycyjnych. W ten sposób będziemy mogli udźwignąć koszty związane z osiągnięciem przez Polskę neutralności klimatycznej i zająć dobrą pozycję na międzynarodowym rynku energetycznym.
Materiał powstał we współpracy z PGNIG SA