Prawdopodobnie za rok o tej porze Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo będzie już spółką giełdową. By lepiej sprzedać akcje przedsiębiorstwa zarząd PGNiG proponuje zmianę strategii restrukturyzacji spółki. Korekta planu zakłada wydzielenie spółki wydobywczej na przełomie 2006 i 2007 r., to jest po debiucie giełdowym grupy. Jak argumentuje prezes PGNiG Marek Kossowski, taki harmonogram będzie z korzyścią dla Skarbu Państwa i dla samej firmy.
Opóźnienie w utworzeniu spółki wydobywczej nie rodzi żadnych konsekwencji. Inaczej jest w przypadku nie powołania operatora systemu przesyłowego (OSP).

Za niezastosowanie się do wymogów dyrektywy gazowej z sierpnia 2003 r. grożą sankcje ze strony Komisji Europejskiej. Dlatego do końca pierwszego kwartału 2004 r. mają zakończyć się rozmowy między PGNiG a resortem skarbu na temat sposobu wydzielenia ze struktur przedsiębiorstwa operatora systemu przesyłowego. Jego wartość szacuje się na ok. 2,7 mld zł.
Miniony rok upłynął PGNiG pod znakiem restrukturyzacji zadłużenia, zmian w strukturze organizacyjnej i poszukiwań tańszych dostaw gazu.

Finanse
Głównym zadaniem finansowym w 2003 r. była redukcja długu zaciągniętego w walutach obcych i zmniejszenie związanego z tym ryzyka. - Oszacowaliśmy zadłużenie firmy z połowy listopada 2003 r. i porównaliśmy go z zadłużeniem z końca 2001 r. Licząc według kursu dolara i euro z listopada 2003 r., zadłużenie spadło o 21 proc, czyli o ok. 1,5 mld zł – poinformował wiceprezes PGNiG ds. finansów Jerzy Staniewski na konferencji prasowej poświęconej podsumowaniu działalności spółki w 2003 r.
Firmie udało się także spłacić ok. 100 mln dolarów kredytu otrzymanego z Banku Światowego oraz przedterminowo wykupić euroobligacje o wartości ok. 120 mln euro. - Obie te linie zadłużenia były najdroższymi w naszym portfelu zobowiązań finansowych – mówił prezes Staniewski. – Ponadto poprzez zawarcie transakcji zabezpieczających, w ciągu 20 miesięcy doprowadziliśmy do sytuacji, w której o 50 proc. zwiększył się poziom zabezpieczenia zobowiązań dewizowych. Te działania nie byłyby możliwe, gdyby nie realizacja wyniku - ponad 500 mln zł zysku brutto w 2002 r. i 440 mln zł za 10 miesięcy 2003 r.
Na rynku pozostają obligacje o wartości 678 mln euro. Spółka jest zabezpieczona na wypadek ewentualnej realizacji opcji put przez posiadaczy euroobligacji lub potencjalnie wcześniejszego refinansowania euroobligacji. Tym zabezpieczeniem jest kredyt terminowy w wysokości 600 mln euro, zorganizowany dla spółki przez konsorcjum 12 banków.
Renegocjowanie kontraktu jamalskiego stworzyło przestrzeń rynkową do tańszych zakupów spotowych. Innymi elementami wspierającymi wzrost sprzedaży jest rozpoczęcie wdrażania strategii marketingowej, a także konkretne transakcje zawarte z dużymi odbiorcami gazu. - Realizacja tych umów będzie wymagać sporych inwestycji, ale firmę na nie stać. Spodziewamy się przyrostu sprzedaży liczonego w setkach milionów metrów sześc. gazu - kontynuował Staniewski. – Wśród działań o charakterze handlowym, owocujących poprawą rentowności sprzedaży, jest renegocjowanie warunków dostaw gazu. Nie chodzi o wzrost ceny, lecz uczciwe podzielenie ryzyka pomiędzy nami, a niektórymi większymi odbiorcami.
W 2003 r. PGNiG sprzedało ok. 12, 4 mld m sześc. gazu. Wzrost sprzedaży wyniósł więc sporo ponad 1 mld m sześc. w stosunku do 2002 r. Podpisano 10 nowych długoterminowych kontraktów, w tym siedem na sprzedaż gazu systemowego (m.in. z włoską firmą papierniczą Delitissue w Ciechanowie, Elektrociepłownią Starachowice, Przedsiębiorstwem Energetyki Cieplnej w Wyszkowie), a także trzy umowy na sprzedaż gazu ziemnego ze złóż. Dwie z nich zawarto ze spółką „Energetyka”, należącą do KGHM Polska Miedź, zaś jedną z Polish Energy Partners na dostawę gazu, który ma być paliwem do planowanej elektrociepłowni produkującej energię elektryczną i ciepło na potrzeby papierni w Kostrzyniu oraz miasta Kostrzyń.
Ze wstępnych skonsolidowanych danych wynika, że przychody PGNiG w 2003 r. wyniosły 10,8 mld zł i były o ok. 800 mln zł wyższe niż w 2002 r. Zysk operacyjny był na zbliżonym do ubiegłorocznego poziomie - 1,15 mld zł. Jednostkowy zysk brutto PGNiG SA (liczony bez spółek dystrybucyjnych wydzielonych 1 stycznia 2003 r. ze struktur Oddziału Głównego) szacuje się na nieco ponad 500 mln zł (o ok. 18 mln zł mniej niż w 2002 r.). Na poziomie skonsolidowanym zysk brutto wynosi ok. 600 mln zł. Taki wynik osiągnięto głównie dzięki wydobyciu gazu, jako że najwięcej zysku wypracowała część górnicza firmy.

Poszukiwania i wydobycie
Do 2006 r. PGNiG zamierza zwiększyć wydobycie gazu o ok. 50 proc., do 5,5-6 mld m sześc. rocznie. W minionym roku wydobyto ok. 4,2 mld m sześc. w przeliczeniu na gaz wysokometanowy oraz ponad 500 tys. t ropy naftowej.
Zakończono już zagospodarowanie złoża gazu Kościan, którego zasoby określane są na ok. 10 mld m sześc. oraz złoża Mełgiew pod Lublinem (ok. 1 mld m sześc. zasobów). W 2004 r. dobiegnie końca udostępnianie złoża Brońsko, o zasobności ocenianej na 15 mld m sześc. Trwają prace końcowe przy zagospodarowaniu złóż Dzików i Wola Obszańska, których łączne zasoby szacuje się na ok. 1 mld m sześc. W ostatnich miesiącach odkryto nowe złoże gazu ziemnego w rejonie Kupna (na Przedgórzu Karpat), o zasobach szacowanych na 2 mld m sześc.
- Ciekawe złoża znajdują się w rejonie Rzeszowa. Już udokumentowane zasoby szacujemy na ok. 3 mld m sześc. gazu wysokometanowego i nadal prowadzimy prace poszukiwawcze – powiedział wiceprezes Mieczysław Jakiel. – Udokumentowaliśmy przyrost zasobów gazu ziemnego w Międzychodzie - ok. 2,5 mld m sześc. w przeliczeniu na gaz wysokometanowy i w Lubiatowie - 2,3 mld m sześc.
W wyniku prac inwestycyjnych o 50 proc. zwiększyły się możliwości produkcyjne kopalni ropy naftowej w Dębnie. Dzięki temu wydobycie ropy w PGNiG wzrośnie o ok. 100 tys. t w stosunku do 2002 r. Udokumentowane zasoby ropy naftowej w złożach Międzychód i Lubiatów wynoszą 5,6 mln t. W celu ich udostępnienia przystępuje się do działań inwestycyjnych. W rejonie Międzychodu odkryto też nowe złoże ropny naftowej – Sowia Góra, oceniane na ok. 5 mln t.
W zakresie przesyłu PGNiG eksploatuje ok. 15 tys. km sieci wysokiego ciśnienia i ok. 1500 stacji redukcyjno pomiarowych pierwszego stopnia, a także 18 tłoczni przesyłowych gazu. Na potrzeby przesyłu i dystrybucji pracuje sześć podziemnych magazynów gazu.
Wydzielenie działalności związanej z funkcją przesyłania gazu, to zadanie wokół którego koncentrują się obecnie prace w obszarze przesyłu. Od 1 lipca 2004 r. funkcje te będą realizowane przez odrębny podmiot te prawa handlowego. Wcześniej należy określić zasięg i kształt systemu przesyłowego, opracować Kodeks Sieci, ocenić potrzeby modernizacyjne w aspekcie świadczenia usług przesyłowych w ramach TPA, a także spełnić wymagania zapewniających uzyskanie koncesji na przesyłanie gazu przez nową spółkę i opracować taryfę na usługi przesyłowe świadczone przez OSP.
PGNiG oczekuje, iż OSP przeprowadzi inwestycje stwarzające możliwości tranzytowe. Modernizacja polskiego systemu przesyłowego ma spowodować, że oprócz funkcji, jakie system wypełnia w tej chwili, a które sprowadzają się głównie do przesyłu gazu na obszarze Polski, można będzie uruchomić również tranzyt. Mogłoby to nastąpić w perspektywie 5-10 lat.

Korekta programu
Zarząd PGNiG przygotował korektę programu restrukturyzacji i prywatyzacji spółki pod kątem uwzględnienia wymagań znowelizowanej dyrektywy gazowej. Dokument skierowano do uzgodnień międzyresortowych, pod obrady rządu ma trafić jeszcze w styczniu.
-Pozwala on dostosować program do zmienionych warunków wewnętrznych i zewnętrznych. Składa się z dwóch części – pierwsza, podstawowa, która wpłynęła na zmianę tych uwarunkowań, dotyczy wydzielenia OSP. To wydzielenie radykalnie zmieni przepływy finansowe w firmie – wyjaśniał prezes Marek Kossowski. - Druga część dotyczy wydzielenia spółki Górnictwo Naftowe (SGN). Zgodnie z wciąż obowiązującym programem rządowym, spółka ma zostać wydzielona w 2004 r. Proponujemy, aby przenieść ten termin na okres po debiucie giełdowym, ponieważ grupa kapitałowa PGNiG powinna wejść na giełdę wzmocniona. Minister Skarbu Państwa będzie chciał ulokować swoje akcje, by pozyskać środki do budżetu państwa. Pozostałe akcje posłużą do podniesienia kapitału PGNiG; pieniądze pozyskane z rynku będą przeznaczone na restrukturyzację zadłużenia firmy. To poprawi naszą kondycję i zmniejszy obciążenia finansowe, które w dalszym ciągu są naszą ogromną bolączką, mimo dużych sukcesów w zakresie redukcji zatrudnienia i innych działań związanych ze zmniejszeniem kosztów finansowych przedsiębiorstwa.
Działalność wydobywcza jest najbardziej dochodową częścią spółki, stąd wydzielenie Górnictwa Naftowego mocno w nią uderzy, zwłaszcza że już samo wydzielenie operatora systemu przesyłowego obniży wartość przedsiębiorstwa. Wartość księgowa grupy kapitałowej PGNiG wynosi ok. 6,5 mld zł, z czego ok. 2,7 mld zł to wartość księgowa systemu przesyłowego.
- Tego majątku w całości nie moglibyśmy wydzielić nawet gdyby zapadły takie decyzje, bowiem znaczna jego część nie posiada tzw. zdolności aportowej. Po drugie, w tej chwili nie ma takich oczekiwań – mówił Marek Kossowski.
Zasady wydzielenia OSP są obecnie uzgadniane w ministerstwie gospodarki; w rozmowach uczestniczą też przedstawiciele Ministerstwa Skarbu Państwa. Według Kossowskiego, w scenariuszu zakłada powstanie spółki będącej w 100 proc. własnością PGNiG. Równolegle będzie definiowany majątek, który przejmie OSP. Następnie, po upływie stosunkowo krótkiego czasu, Skarb Państwa będzie przejmował kontrolę nad tą spółką.
- Nie zakładamy, że cały majątek, czyli ok. 2,7 mld zł, zostanie przeniesiony do OSP, a tylko część składników majątkowych, istotnych dla systemu przesyłowego lecz o znacznie mniejszej wartości. Jesteśmy w trakcie określania, które to składniki, i wkrótce oszacujemy ich wartość. Natomiast pozostała, znacząca część systemu przesyłowego, bo ok. 70 proc., będzie nadal własnością PGNiG, ale zostanie wydzierżawiona spółce operatorskiej i będzie zarządzana przez operatora systemu przesyłowego w oparciu o umowę zawartą pomiędzy PGNiG a operatorem - mówił szef PGNiG.
O tym, jaka część majątku zostanie przeniesiona do OSP, zdecyduje ostatecznie resort skarbu w pierwszych trzech miesiącach roku. Wprawdzie Ignacy Bochenek, wiceminister w MSP, powiedział niedawno, że w związku z koniecznością wydzielenia OSP resort skarbu dokapitalizuje PGNiG kwotą ok. 2 mld zł, ale tę informację szybko zdementował Tadeusz Soroka, również wiceminister skarbu. Jego zdaniem wydzielenie operatora nie spowoduje spadku wartości gazowniczej spółki, gdyż PGNiG będzie kontrolowało 100 proc. akcji OSP. Tymczasem, jak powiedział prezes Kossowski, Skarb Państwa zamierza uzyskać znaczący wpływ na operatora systemowego jeszcze przed debiutem giełdowym grupy.
Zaniepokoiło to centrale związków zawodowych działających w PGNiG. Związkowcy obawiają się, że wskutek uszczuplenia majątku PGNiG, spadnie wartość 15-proc. pakietu przysługujących im akcji. Jak argumentują, w dyrektywie gazowej nie ma zapisu, ze OSP ma znajdować się pod kontrolą Skarbu Państwa. Wątpią też, iż w budżecie znajdą się pieniądze na rekompensatę, jaką miałoby zostać dokapitalizowanie PGNiG. Resort skarbu uspokaja, że tryb przejęcia kontroli nad OSP może być różny, w grę wchodzi np. kontrolowanie go poprzez zachowanie 51 proc. akcji samej grupy kapitałowej PGNiG. Wpływ na decyzję MSP będą mieli doradcy prywatyzacyjny, jednakże ich wybór opóźnia się. Zarząd PGNiG powoła dwóch doradców: prawnego i ekonomiczno-finansowego.
Drugim operatorem systemu przesyłowego gazu w Polsce, poza OSP wyłonionym ze struktur PGNiG, jest EuRoPol Gaz, który prowadzi działalność w oparciu o gazociąg jamalski i ma własne taryfy. Wartość księgowa tego gazociągu, nie jest wliczana do majątku PGNiG, które posiada w spółce EuRoPol Gaz 48 proc. udziałów. Moce przesyłowe w gazociągu jamalskim są rezerwowane dla gazu kupowanego przez PGNiG od Gazeksportu i wynikają z porozumień międzyrządowych i kontraktów handlowych.
W połowie grudnia 2003 r. rada nadzorcza EuRoPol Gazu zaakceptowała wniosek zarządu tej spółki dotyczący zbudowania dwóch kolejnych tłoczni na gazociągu jamalskim. Inwestycja miałaby rozpocząć się niebawem. Po jej zakończeniu pierwsza nitka tego gazociągu będzie mogła przetłoczyć ok. 29 mld m sześc. gazu rocznie. Obecnie PGNiG odbiera z gazociągu jamalskiego ok. 3 mld m sześc. gazu rocznie, reszta – ok. 17 mld m sześc. – transportowana jest do Niemiec.

Jak tanio kupić gaz
PGNiG rozmawia z norweskim Statoilem na temat zakupu 1,5 mld m sześc. gazu rocznie, począwszy od 2007 r. Prowadzone są też rozmowy z niemieckimi firmami - Ruhrgasem i VNG oraz z Bartimpeksem o kontrakcie technicznym dotyczącym budowy gazociągu Bernau-Szczecin oraz ze Statoilem w sprawie kontraktu handlowego, który jest kluczem do tej inwestycji.
Według szefa PGNiG, cena norweskiego gazu wraz z opłatami przesyłowymi nie może być wyższa niż 140–150 dolarów za 1000 m sześc. PGNiG już płaci bardzo wysokie ceny za gaz na zachodniej granicy, dochodzą one do blisko 200 dolarów/1000 m sześc. - Te kontrakty, które będziemy chcieli renegocjować, by uzyskać niższe ceny – zapewnił prezes PGNiG. Renegocjowany ma być tzw. mały kontrakt norweski, na który składają się dwie umowy przesyłowa i handlowa. Rozmowy będą dotyczyć droższej z umów.
Zdaniem Kossowskiego, istnieją dwie główne przesłanki do podpisania kontraktu: pomnożenie kierunków dostaw do Polski i cena gazu. Pryncypia rządowe związane z dywersyfikacją są tak silne, że stawiają spółkę w niedobrej sytuacji negocjacyjnej, gdyż pozwalają ewentualnym kontrahentom na windowanie cen gazu.
- Od warunków, które zaakceptujemy w dużym stopniu zależy powodzenie projektu gazociągu Bernau-Szczecin. A my nie zaakceptujemy każdych warunków cenowych, np. 250 dolarów za 1000 m sześc. Istnieje granica, której nie przekroczymy. Będziemy szukali innych rozwiązań. Jeżeli chodzi o interkonektory (połączenia międzysystemowe), to można wyobrazić sobie kilka sposobów, by połączyć nasz system gazowniczy się z systemami zewnętrznymi. Bernau Szczecin to projekt logiczny i uzasadniony, ale nie jedyny - stwierdził Marek Kossowski.