Z prof. Stanisławem Rychlickim przewodniczącym Rady Nadzorczej PGNiG SA rozmawia Jacek Balcewicz


- Jest takie polskie powiedzenie, które mówi, że punkt widzenia zależy od punktu siedzenia. Jak zatem zmienił się punkt widzenia prof. Stanisława Rychlickiego, byłego prodziekana Wydziału Wiertnictwa Nafty i Gazu AGH, kierownika katedry, niezależnego eksperta - w porównaniu z punktem widzenia prof. Stanisława Rychlickiego, przewodniczącego Rady Nadzorczej Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa?

- W pewnej mierze się to zmieniło, ale ta zmiana wynika raczej z faktu, iż zasiadając w Radzie Nadzorczej, mam bezpośredni dostęp do znacznie większej ilości dokumentów, informacji i faktów. Wiem o wielu rzeczach, które dzieją się na bieżąco. Stąd inaczej patrzę na niektóre sprawy, co wcale nie znaczy, że moje podejście do problemów związanych z polskim górnictwem nafty i gazu zmieniło się w sposób zasadniczy i radykalny.

- Czyli nie było takiego momentu, w którym nastąpiła iluminacja, przetarł Pan oczy i zweryfikował w sposób diametralny dotychczasowy swój pogląd w jakiejś choćby jednostkowej kwestii?

- Zdecydowanie nie. Działając blisko 40 lat w tej branży mam w jej problemach dość dobre rozeznanie. Przez ten cały czas bardzo blisko współpracowałem z przemysłem. Mam swoich wychowanków, dyplomantów, a także doktorantów praktycznie we wszystkich firmach i na różnych szczeblach zarządzania całej grupy kapitałowej PGNiG S.A.. Zmiana optyki wynika raczej z dynamiki zmian w otoczeniu, a także z sytuacji politycznej. A niestety cała branża tak naftowa jak i gazownicza pozostaje pod silnym wpływem politycznym. I często ostateczne decyzje nie zawsze pokrywają się z merytorycznymi przesłankami.

- To nasza, polska specjalność czy światowy trend?

- Nie, to absolutnie nie jest wyłącznie nasza polska specyfika. Jakby na to patrzeć, ten sektor jest w całym świecie pod bardzo mocnym wpływem politycznym. Ja nie mówię tylko o naszym wschodnim sąsiedzie, ale także mam na myśli takie potęgi gazownicze jak Iran czy Algieria. Tam komponenta polityczna ma bardzo duże wręcz kluczowe znaczenie, tak samo jak komponenta związana z zabezpieczeniem własnych interesów. Temu ma służyć powołanie kartelu gazowego, który - uważam - będzie miał silny wpływ na dostawy i ceny gazu dla Europy.

- Z jakimi planami i zamiarami obejmował Pan stanowisko przewodniczącego Rady Nadzorczej PGNiG. Co chciałby Pan po upływie swojej kadencji pozostawić?

- Pierwszym celem, do którego zmierzałem i który osiągnąłem było to by stanowiska kierownicze w tej firmie objęli ludzie związani z branżą. Chodziło mi o to aby nowy zarząd nie musiał się uczyć firmy od początku, a mógł podjąć rzeczywiste i skuteczne działania z marszu, już od momentu powołania. Pierwszym takim zadaniem był wzrost krajowego wydobycia, a drugim - zabezpieczenie dostaw gazu do Polski.

- A inne cele?

- Musimy - czy chcemy tego, czy nie - iść w kierunku dywersyfikacji dostaw. I tu jest szereg konkretnych zadań, które stoją przed obecnym zarządem, część z nich już jest zresztą realizowana. Niestety sprawa dywersyfikacji to nie jest rzecz możliwa do załatwienia z dnia na dzień. Nie da się tego załatwić w przeciągu bardzo krótkiego czasu. Wymaga to dystansu 3 do 5 lat. A przede wszystkim związane jest to z sytuacją i możliwościami finansowymi państwa polskiego. Dywersyfikacja nie jest tanim rozwiązaniem, szczególnie na pierwszym etapie jej wdrażania. Aby zdywersyfikować dostawy gazu, trzeba zabezpieczyć odpowiednią sieć gazociągów, zapewnić dostawców. Trzeba wybudować gazoport, który będzie kosztował 450 do 600 mln euro, a może nawet więcej. Trzeba wybudować gazociągi np. Skanled czy Baltic Pipe - to są następne pieniądze. Trzeba rozbudować sieć gazociągów w Polsce południowo-zachodniej. Poza tym pamiętajmy cały czas, że gazowa sieć w Polsce nastawiona jest na odbiór gazu ze Wschodu, takie były uwarunkowania, gdy powstawała. I tak zostało. Nie mamy takiej możliwości jak we Francji czy Niemczech, że gazociągi mogą pracować w obu kierunkach i mogą tłoczyć gaz z południa na północ i z północy na południe, z wschodu na zachód i z zachodu na wschód. Musimy, i to jest sprawa pilna, włączyć się, jako członek Unii Europejskiej, w system gazociągów Unii Europejskiej, który zapewni nam uzyskanie, w razie potrzeby, dostaw gazu ze strony zachodniej czy południowej. W tym celu musimy rozbudować połączenia nie tylko z Zachodem, ale także z Południem. I wtedy będziemy mogli powiedzieć, że jesteśmy zabezpieczeni. Ale to wszystko wymaga dodatkowych kosztów. I sprawa kolejna to rozbudowa podziemnych magazynów gazu. To generuje kolejne koszty. Bez tej rozbudowy nie zapewnimy sobie ciągłości dostaw dla naszej gospodarki na wypadek „zakręcenia kurka”. Dzisiaj, biorąc pod uwagę obowiązujące wymogi, w podziemnych magazynach powinniśmy mieć 2,9 mld m3 pojemności, a mamy zaledwie 1,65 mld m3.

- Panie Profesorze, o tym wszystkim mówi się od 20, a może nawet i 30 lat. Mankamentem polskiej gospodarki jest – jak sądzę – przede wszystkim brak decyzji. Była mowa o połączeniu Bernau – Szczecin, później PGNiG i VNG zawiązały nawet spółkę w celu realizacji podobnego połączenia nieco bardziej na południe. A tymczasem funkcjonuje jedynie połączenie w Lasowie na południowym-zachodzie. W tych kluczowych i niezbędnych kwestiach nie padło nigdy, krótkie słowo: tak – bez względu na rządy czy opcje polityczne sprawujące władzę.

- Zgadza się. Mamy tu do czynienia z wieloletnimi zaniedbaniami poszczególnych rządów niezależnie od tego czy były one sprawowane przez prawicę czy lewicę. Decyzje ciągle odwlekano i przesuwano. Ja sięgnę tylko do jednego przykładu. W 1996 roku było gotowe feasibility study gazoportu. Były wytypowane dwie lokalizacje, dokładnie takie same, jakie pojawiły się w ostatnich dwóch latach tzn. w okolicach Gdańska i Szczecina. Gdyby wtedy podjęto decyzję to dzisiaj gazoport mielibyśmy już wybudowany i nie obawialibyśmy się ani gazociągu północnego ani południowego. Mielibyśmy otwarte okno z pełnymi zabezpieczeniami. W tym czasie był w Europie tylko jeden terminal gazowy w See Brugge w Belgii, a zatem bylibyśmy w czołówce europejskich państw przystosowanych do odbioru gazu skroplonego. Niestety kolejne rządy nie były zainteresowane skutecznym podjęciem tego tematu. Równocześnie w tym czasie wybudowano kilka terminali LNG w Europie i buduje się następne.

- Ostatnio jednak w doniesieniach agencyjnych znalazłem informację o tym, iż Europejski Bank Odbudowy i Rozwoju sugeruje aby terminal gazowy na Bałtyku powstał nie w Polsce, a w którymś z państw dawnej Pribałtyki. Osobiście trudno mi znaleźć obiektywne uzasadnienie merytoryczne dla takiej dyskusji. Porównując choćby potencjał gospodarczy i demograficzny Litwy Łotwy i Estonii razem wziętych z potencjałem Polski.

- To nie są oczywiście dobre wiadomości dla nas. Wcześniej odwodzono nas od budowy gazoportu sugerując abyśmy może skorzystali z projektowanych instalacji w Niemczech. Budowa Naftoportu była znakomitym rozwiązaniem powodującym, że niegroźne jest dzisiaj dla nas zatrzymanie dostaw ropy rurociągiem „Przyjaźń”, bowiem zdolności przeładunkowe sięgają tam 32 mln ton ropy rocznie, a więc grubo ponad własne potrzeby, z czego skwapliwie korzystają także odbiorcy niemieccy. To było skuteczne działanie dające nam wentyl bezpieczeństwa w zakresie zabezpieczenia dostaw ropy. Tak samo gazoport powinien stanowić taki sam wentyl w zakresie dostaw gazu.

- Kiedy zatem taki wentyl będziemy mieć?

- Myślę, że nie wcześniej niż w 2014 roku, bo są tutaj już pewne opóźnienia. To nie jest inwestycja, którą zrealizuje się błyskawicznie jak budowę wieżowca czy hotelu. To jest inwestycja, która musi być realizowana krok po kroku, nie da się poszczególnych segmentów tego przedsięwzięcia – by zyskać na czasie - realizować równolegle. Następna sprawa to zapewnienie dostaw gazu skroplonego. Ci którzy dysponują gazem skroplonym pytają wprost: macie gazoport? Porozmawiamy o dostawach, jak go wybudujecie, albo będziecie mieć przynajmniej zgodę na jego realizację tzn. tzw. „pozwolenie na budowę”. A my jesteśmy dopiero w początkowej fazie. A tak naprawdę na rynku nie ma w tej chwili już wolnych mocy w zakresie dostaw gazu skroplonego. Ten gaz sprzedany jest na pniu prawie do 2015 roku. Jeśli chcemy zapewnić sobie dostawy gazu skroplonego to musimy to uczynić jak najszybciej, bo może się zdarzyć tak, że wybudujemy sobie gazoport i nie będziemy mieli co do niego dostarczać, ale jest to najbardziej pesymistyczny wariant i sądząc po rozmowach na ten temat z różnymi dostawcami myślę, że zakończą się one pomyślnie.

- Albo trzeba zainwestować w instalacje do skraplania gazu w Nigerii na przykład.

- Albo w Algierii. Jest taki pomysł, aby wystąpić o koncesje na poszukiwanie i wydobycie gazu w Algierii. Algieria mówi, jeśli ten gaz odkryjecie i wydobędziecie, to my postaramy się go skroplić i przesłać do Polski. Jest to jedna z koncepcji branych pod uwagę. Prowadzone są też na ten temat rozmowy z innymi dostawcami tak na szczeblu PGNiG S.A jak i przedstawicieli naszego rządu dlatego jestem w tej sprawie optymistą.

- A jednocześnie górnictwo węgla kamiennego - jak słyszałem - puszcza w powietrze każdego roku znaczne ilości metanu.

- Mogę powiedzieć dokładnie, że w 2005 roku wybycie metanu miało miejsce z 16 złóż węgla i wynosiło 276,2 mln m3 Ponadto do atmosfery wyemitowano 170 mln m3 czyli wzmocniono efekt cieplarniany, bo metan jest jednym z gazów tego właśnie typu. Zasoby perspektywiczne metanu w pokładach węgla oceniano na koniec 2005 roku na 254 mld m3 w tym zasoby bilansowe wydobywalne mogą wynosić około 150 mld m3.To więcej niż wynoszą w tej chwili udokumentowane zasoby metanu w złożach podstawowych, które sięgają obecnie niecałe 100 mld m3. Przy czym są to tylko zasoby Górnośląskiego Zagłębia Węglowego, a jeśli chodzi o zasoby Dolnośląskiego Zagłębia Węglowego to są one szacowane na 5 mld, natomiast zasoby Lubelskiego Zagłębia Węglowego są na razie trudne jeszcze do oszacowania. Jest to ważny rezerwuar, jeśli idzie o gaz i powinniśmy się nastawić na jego wydobycie. Niestety pozyskiwanie metanu z pokładów węgla napotyka na szereg przeszkód i są to głównie przeszkody natury administracyjno-prawnej, ale także brak jest odpowiedniej, dostosowanej do polskich warunków technologii. Zastosowanie w Polsce technologii, której używa się w Stanach Zjednoczonych jest niemożliwe z uwagi na różnorodność warunków geologicznych i ich odmienność od warunków kopalń amerykańskich. Inna sprawa to brak właściwej polityki podatkowej, która by zachęcała do inwestowania w tej dziedzinie i wreszcie adaptacja do warunków cenowych, panujących w polskim górnictwie węglowym i gazowym podlegająca na daleko idącej regulacji ze strony państwa. Myślę, że z uwagi zarówno na konieczność ochrony środowiska, jak na możliwość pozyskania dodatkowych ilości gazu, warto się nad tym problemem głęboko pochylić.

- Kto to zatem powinien zrobić? Górnicy gazowi czy węglowi?

- Jest to w interesie obu sektorów. Zarówno w interesie sektora gazowniczego, bo jest to okazja pozyskania dodatkowych ilości gazu, a dla sektora węglowego jest to dodatkowe podniesienie bezpieczeństwa pracy, bo przecież metan – nie zapominajmy o tym – jest gazem wybuchowym. I wiele się robi by przed udostępnieniem kolejnych pól eksploatacyjnych wcześniej je odmetanować. Poza tym górnictwo węglowe jest branżą bardzo energochłonną i jest w stanie ten gaz skonsumować energetycznie bezpośrednio na miejscu bez konieczności przesyłania na wielkie odległości.

- Zapadła już decyzja co do budowy „pieremyczki” na Zachód?

- Jest decyzja co do rozbudowy połączeń polskiego systemu gazowniczego w kierunku zachodnim w celu włączenia się w sieć gazociągów Unii Europejskiej. Jest to przedsięwzięcie, które można zrealizować stosunkowo szybko i realnie przy niezbyt dużych nakładach finansowych. Reaktywowana została spółka VNG i PGNIG, która ma przystąpić do realizacji tych połączeń. To jest decyzja obecnego zarządu PGNiG, mamy także „zielone światło” ze strony VNG.

- Zarząd KGHM Polskiej Miedzi podjął - po wielu latach wahania się - decyzję o budowie dwóch siłowi gazowych zasilanych zaazotowanym gazem ze złoża Kościan.

- Budowany jest już przez PGNiG rurociąg, który na potrzeby tych siłowni będzie dostarczał około 100 mln m3 gazu zaazotowanego rocznie.

- Ceny miedzi na światowych rynkach zbliżyły się do granicy rentowności, budowa własnych źródeł energii to próba ucieczki do przodu aby zapewnić tańszą energię dla bardzo energochłonnej produkcji i próba obniżenia kosztów, by zapewnić rentowność. Może się jednak okazać, że miedziowemu potentatowi nie wystarczy pieniędzy na realizację całej tej misternej konstrukcji.

- Kwestia pieniędzy nie jest tylko i wyłącznie problemem KGHM, to problem wielu innych firm, które dosięgła ręka kryzysu. Ze strony PGNiG gazociąg jest budowany bez względu na to, czy te siłownie powstaną czy nie. Biorąc pod uwagę założenia pakietu klimatycznego, daje to szansę na gospodarcze wykorzystanie gazu, zwłaszcza zaazotowanego, który jest powiedziałbym predystynowany do tego by spalać go w instalacjach energetycznych, tym bardziej, iż na Dolnym Śląsku zlikwidowano już istniejącą tam kiedyś sieć dystrybucyjną dla gazu zaazotowanego. Gaz zaazotowany jest wykorzystywany w Polsce głównie przez EC Zielona Góra, EC Gorzów i KRIO Odolanów do produkcji LNG.

- Z rzeczy radosnych, wyłoniony został wreszcie wykonawca rozbudowy Podziemnego Magazynu Gazu Wierzchowice…

- Po długich dyskusjach, po wykonaniu szeregu ekspertyz, po rozważeniu możliwości powołania własnego konsorcjum, zarząd PGNiG podjął uchwałę aby rozstrzygnąć przetarg na rozbudowę PMG Wierzchowice do wielkości 1,2 mld m3 gazu na rzecz PBG.

- Mamy także decyzję o zagospodarowaniu złoża LMG (Lubiatów-Międzychód-Grotów).

- To bardzo ważna decyzja, dlatego że rząd stawia przed nami zadania zwiększenia wydobycia gazu z krajowych złóż, ale żeby zwiększyć wydobycie to trzeba zagospodarowywać nowe złoża. W tym roku niestety wydobycie będzie na poziomie nieco niższym niż w roku ubiegłym ze względu na opóźnione wprowadzenie nowych złóż do eksploatacji. Zakładamy, że od przyszłego roku wzrost wydobycia nastąpi, choć nie tak szybko, jakby tego życzyły sobie nasze władze. Nie będzie to jednak te magiczne 5,5 czy 6 mld m3. Myślę, że taki poziom uzyskamy realnie dopiero w roku około 2011 - 2012, a nie jak pierwotnie szacowano w 2010. Czas przygotowania do eksploatacji złoża LMG to cztery lata. Szybciej nie da się tego zrobić.

- Amerykański kryzys kredytów hipotecznych rozlał się na Europę i objął prawie wszystkie dziedziny gospodarki. Efektem tego są pikujące ostro w dół ceny ropy i gazu, które wcześniej zostały wywindowane do niebotycznego poziomu. Czy zatem niektóre biznesplany realne w warunkach cenowych sprzed roku mają jeszcze dzisiaj sens ekonomiczny?

- PGNiG mierzy siły na zamiary to znaczy bazujemy przede wszystkim na środkach finansowych, które jesteśmy w stanie sobie zabezpieczyć z własnej działalności. I zarząd bardzo uważnie analizuje możliwości finansowe realizacji konkretnych przedsięwzięć. Jeżeli podejmuje decyzje wykonawcze to z założeniem, że ma na to zabezpieczenie finansowe. Również nad tym czuwa rada nadzorcza, która ma świadomość, że potrzeb jest dużo, a możliwości firmy są ograniczone. Trzeba tak zaspokajać potrzeby inwestycyjne, aby nie stracić płynności finansowej. To jest podstawowa sprawa. Ten element jest bardzo ważny w polityce firmy i na to właśnie zwracamy uwagę.

- Czy da się poprowadzić krytyczną ścieżkę niezbędnych priorytetów? W pierwszej kolejności realizujemy połączenia rurociągowe z systemem gazowniczym Unii Europejskiej, bo jest to inwestycja stosunkowo tania, prosta w realizacji i szybko da efekty, a w drugiej kolejności i tu jest już dylemat: rozbudowa podziemnych magazynów gazu czy udostępnianie nowych złóż, a żeby je udostępnić to trzeba je najpierw znaleźć...

- Biorąc pod uwagę to, co dzieje się na rynkach finansowych, to myślę że w najbliższym czasie taka analiza zostanie przeprowadzona, by odpowiedzieć sobie na pytanie na co nas obecnie stać i co trzeba realizować bezwzględnie w pierwszej kolejności.

- I na koniec jeszcze jedna kwestia: szukać powinniśmy gazu w pierwszym rzędzie u siebie czy może na rynkach trzecich. Serce mówi „ciasne, ale własne”, logika biznesowa nie zawsze przychodzi w sukurs sercu.

- Zakładając mimo wszystko wzrost nakładów na poszukiwania w następnych latach do poziomu 600 mln złotych, podążając za przykładem Austrii czy Węgier, wejście na rynki trzecie jest też dodatkowym i dalekosiężnym zabezpieczeniem dostaw. Staramy się pozyskać koncesje tam, gdzie jest duża szansa, że dość łatwo znajdziemy nowe złoża, albo też partycypując w zagospodarowaniu złóż już odkrytych, uzyskamy dodatkowy dostęp do ropy i gazu. Niezależnie od tego, czy są fizyczne możliwości przetransportowania ich do kraju czy tylko sprzedania na rynku światowym, a z uzyskanych środków kupowania gazu i ropy w transakcjach spotowych na zabezpieczenie bieżących potrzeb. Ceny gazu - póki co - będą rosły. Gazprom zapowiadał nawet już cenę 500 dolarów za 1000 m3, ale uważam to tylko za pobożne życzenie, bo przecież ceny ropy naftowej na rynku osiągnęły już poziom ok. 60 USD, a są prognozy, że być może w przyszłym roku utrzymają się na poziomie około 70 USD. To da prawdopodobnie szansę na obniżkę cen gazu chociaż przypominam, że co prawda ceny gazu są indeksowane cenami ropy naftowej, ale przesunięcie w tym zakresie wynosi około 6 miesięcy.

- Jeszcze niedawno cena 250 dolarów wydawała się wysoka.

- A dzisiaj cena na poziomie 350 do 400 dolarów jest rozsądna, dlatego też dysponując gazem z rodzimych złóż, którego cena jest kilkakrotnie niższa, możemy sobie pozwolić na modulowanie tej ceny dla klientów, tak by była ona możliwa do udźwignięcia.

- Dziękuję za rozmowę.