Szybkie dokończenie restrukturyzacji to jedno z najważniejszych zadań, jakie stoją przed nowo wybranym prezesem Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA - Markiem Kossowskim.
Zastąpił on na tym stanowisku Michała Kwiatkowskiego, którego minister skarbu wyznaczył na prezesa EuRoPol Gazu, polsko-rosyjskiej spółki zajmującej się eksploatacją gazociągu jamalskiego na terytorium Polski.

Wcześniej Kossowski pełnił funkcję podsekretarza stanu w Ministerstwie Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej odpowiedzialnego m.in. za górnictwo, gazownictwo i hutnictwo. I mimo że nie jest „człowiekiem branży” lecz - podobnie jak poprzedni prezes tej firmy – wywodzi się z górnictwa węgla, to z objęciem przez niego fotela prezesa PGNiG, gazownicy łączą nadzieje na przyspieszenie procesów restrukturyzacyjnych. PGNiG musi dostosować swoją strukturę i działania do postępującej liberalizacji sektora gazowego w Unii, w której się wkrótce znajdziemy. Akcesja zbiegnie się w czasie z otwarciem unijnego rynku gazu, do czego nasz monopolista gazowy wciąż nie jest przygotowany.
W wyniku realizacji przyjętego przez rząd 13 sierpnia 2002 r. „Programu restrukturyzacji i prywatyzacji PGNiG SA, 1 stycznia tego roku rozpoczęło działalność sześć regionalnych spółek gazownictwa, zajmujących się dystrybucją gazu ziemnego i handlem detalicznym. Podmioty te mają być „silne ekonomicznie i zdolne do samofinansowania”. Na razie jednak są nie tylko brakuje im środków na inwestycje, ale nie mają też uprawnień decyzyjnych. Dotąd bowiem nie nastąpiła decentralizacja zarządzania i wszystkie decyzje podejmuje zarząd przedsiębiorstwa w Warszawie.
W strukturach spółek znalazły się dotychczasowe 23 zakłady gazownicze. PGNiG wniosło do spółek dystrybucji ok. 35 proc. obecnego majątku, którego łączna wartość wynosi ponad 5 mld zł. Obecnie trwa wnoszenie drugiej tury aportu. Pierwszy kwartał tego roku spółki dystrybucyjne zakończyły wynikiem dodatnim, przy sprzedaży o 10 proc. wyższej niż w takim samym okresie 2002 r. Jednak pierwszy rok ich działalności to zero z „lekkim minusem”. Poprawa wyniki finansowego zależy przede wszystkim od nakładów inwestycyjnych na zwiększenie sprzedaży do poszczególnych grup odbiorców. W poprzednich latach PGNiG inwestował w dystrybucję ok. 300 mln zł rocznie. W tym roku poziom nakładów będzie równy odpisom amortyzacyjnym spółek, pomniejszonym o wynik ujemny. Odpisy amortyzacyjne PGNiG uważa za dość wysokie jak na bieżące potrzeby spółek, stąd będą one dysponować środkami na rozbudowywanie i przyłączanie nowych klientów. Zakłada się, że wartość zrealizowanych w tym roku inwestycji przez spółki dystrybucyjne wyniesie ok. 400 mln zł. Dla zobrazowania skali potrzeb, warto przypomnieć, iż wzrost zużycia gazu o 1 mld m sześc., wymaga inwestycji rzędu 2-2,5 mld zł (łączna sprzedaż gazu w 2002 r. wyniosła 11,1 mld m sześc.; z gazu ziemnego korzysta 6,3 mln odbiorców).
Inwestowanie w dystrybucję daje najszybszy wzrost sprzedaży. W ostatnich latach wynosił on ok. 4 proc. Aktywność marketingowa i handlowa grupy kapitałowej PGNiG na obszarach już zgazyfikowanych ma skupiać się na zwiększeniu wykorzystania gazu we wszystkich sektorach rynku, zwłaszcza w sektorze małych i średnich firm oraz w sektorze odbiorców domowych, wykorzystujących gaz do ogrzewania pomieszczeń. W 2002 r. struktura wydatków inwestycyjnych PGNiG przedstawiała się następująco: 201 mln zł wydano na przyłączenie odbiorców, 54 mln zł na bezpieczeństwo dostaw i eksploatacji infrastruktury, 25 mln zł zakwalifikowano jako pozostałe wydatki.
Przyspieszenie procesu zagospodarowania tzw. białych plam, wymagałoby wprowadzenia preferencyjnych cen gazu tak, aby inwestowanie na terenach niezgazyfikowanych było ekonomicznie opłacalne. Takich regulacji jednak nie ma i wszystkie podmioty, w firmy zagraniczne, jak RWE, Ruhrgas czy VNG, korzystają z tej samej taryfy. Do końca września spółki dystrybucyjne będą korzystać z taryfy PGNiG uzgodnionej w 2002 r. z URE. W lipcu mają być gotowe nowe wnioski taryfowe – odrębne dla spółek dystrybucyjnych i dla PGNiG. Nieoficjalnie wiadomo, że założono w nich podwyżkę cen gazu średnio o ok. 4 proc. Nowych cen należy się spodziewać od października.
Podwyżki, nawet jeśli obejmują koszty uzasadnione, na pewno nie będą sprzyjać promocji gazu ziemnego w Polsce. PGNiG stara się o zakup gazu tańszego niż rosyjski, ale i tak duży wpływ na ceny gazu ma poziom wydobycia krajowego, jako najtańszego źródła dostaw. W 2002 r. wyniosło ono 4 mld m sześć. i pokryło w 80 proc. zapotrzebowanie na gaz odbiorców w sektorze komunalnym. Za zapowiedziami o wzroście krajowego wydobycia nie następuje jednak uruchomienie środków inwestycyjnych na ten cel, które sprawiłyby, że udział gazu z polskich złóż rzeczywiście zostałby zwiększony do deklarowanej wielkości 5,5-6 mld m sześc. rocznie.
Zgodnie z rządowym programem, do końca 2003 r. zaplanowano wydzielenie spółki Górnictwo Naftowe. Nowy podmiot, którego właścicielem będzie w 100 proc. PGNiG, zajmować się będzie poszukiwaniem i wydobyciem gazu ziemnego oraz jego sprzedażą do oddziału obrotu hurtowego oraz do innych podmiotów (za zgodą PGNiG).
Do końca sierpnia ma być gotowa wycena złóż ropy i gazu w Polsce, na podstawie której zostanie określona wartość spółki poszukiwawczo-wydobywczej. Wiadomo już, że wycena złóż odkrytych przed 1989 r., oszacowana w planie restrukturyzacji spółki na 337 mln zł, będzie wyższa. Ponadto na zlecenie PGNiG dokonano też wyceny informacji geologicznej złóż odkrytych przed i po 1989 r. Ostatnio zrezygnowano z zamiaru objęcia przez Ministra Skarbu Państwa części udziałów w nowo tworzonej spółce w zamian za wniesienie do niej dokumentacji geologicznej należącej do Skarbu Państwa.
Wciąż toczy się spór o ostateczny kształt spółki poszukiwawczo-wydobywczej. Jeszcze niedawno mówiono o dwóch jej oddziałach, utworzonych w oparciu o zakłady wydobywcze w Sanoku oraz w Zielonej Górze, bądź ewentualnie o jednej spółce z siedzibą w Zielonej Górze. Obecnie zakłada się powołanie jednej spółki, której władze znajdowałyby się w Warszawie. Wobec nacisku regionalnych środowisk politycznych i samorządowych, które usiłują wpłynąć na decyzje Ministra Skarbu Państwa jako właściciela PGNiG, ostateczny model Górnictwa Naftowego nie jest przesądzony. Decyzje podjęte w sprawie wydzielenia tej spółki oraz przyjęte tempo prac będą swego rodzaju próbą odporności na naciski polityczne nowego prezesa PGNiG.
Obszar działalności Górnictwa Naftowego uznawany jest za bardzo perspektywiczne źródło generowania zysku w dłuższym okresie. O efektywności i opłacalności poszukiwań i wydobycia węglowodorów w Polsce świadczą wyniki udokumentowanych zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego w latach 1993-96. Różnica pomiędzy wartością udokumentowanych zasobów gazu ziemnego (22913 mln m sześc.) i ropy naftowej (11029 tys. ton), a kosztami poszukiwań, zagospodarowania i częściowego wydobycia– według obliczeń prof. Wojciecha Góreckiego z Akademii Górniczo Hutniczej w Krakowie – wyniosła 2322 mln dolarów.
Z pominięciem Polski
Wzrost sprzedaży gazu w Polsce wymaga rozbudowy infrastruktury oraz zmiany cen tego paliwa w taki sposób, by nie stanowiła bariery dla popytu. Obecnie ok. 40 proc. kosztów PGNiG związanych jest z importem gazu ziemnego. Głównym dostawcą jest rosyjski Gazprom, od którego w tym roku PGNiG kupił już - z powodu ostrej zimy - ponad 4 mld m sześc. gazu z zaplanowanych na cały rok 6,6 mld m sześc. Tę wielkość zapisano w podpisanym przez zarządy obu firm aneksie do umowy, który zmienia do 2022 r. harmonogram dostaw ustalony w umowie PGNiG z Gazpromem z 1996 r. W pierwotnej wersji umowy na ten rok przewidziano zakup ok. 8,6 mld m sześc. gazu.
Aneks parafowano 22 czerwca br. (miał być podpisany do końca lutego). Przewiduje on zmniejszenie dostaw gazu w stosunku do zapisów kontraktu z 1996 r., w którym zobowiązaliśmy się do zakupu 250 mld m sześc. gazu w ciągu 25 lat. Aneks przewiduje, że w latach 2004-05 PGNiG kupi od Gazpromu po 7 mld m sześc. gazu (według rosyjskich norm objętości), a do 2009 r. ilości te będą się zwiększać do 7,3 mld m sześc. W latach 2010-14 dostawy wyniosą po 8 mld m sześc. rocznie, a do 2022 r. po 9 mld. Na zasadzie „bierz lub płać” do 2022 r. gwarantujemy Rosjanom odbiór 85 proc. gazu zamówionego na każdy rok. Ponadto do końca dekady mamy prawo z rocznym wyprzedzeniem zwiększać lub zmniejszać o 10 proc. ilości gazu zamówionego na konkretny rok.
W aneksie przewiduje się, że do 2022 r. z rurociągu jamalskiego odbierać będziemy jak dotąd 2,9 mld m sześc. surowca (reszta miałaby być dostarczana drugą nitką, której nie ma). Pozostałe ilości będą rozdzielone między połączenia w Drozdowiczach na granicy z Ukrainą i w Wysokiem Litewskiem na granicy z Białorusią. Od marca PGNiG negocjuje z Gazpromem obniżki cen. Jest to zgodne z warunkami kontraktu z 1996 r., gdzie założono możliwość negocjacji cen co trzy lata.
Z nieoficjalnych danych wynika, że w pierwszym i drugim kwartale PGNiG kupował rosyjski gaz po ok. 130 dolarów za 1000 m sześc. Zdaniem władz spółki, w drugim półroczu 2003 r. i na początku 2004 r. ceny spadną. Nieoficjalnie mówi się, że za 1000 m sześc. trzeba będzie zapłacić 120-126 dolarów.
To nadal dużo drożej niż gaz z Ukrainy, którego cenę szacuje się na 80-85 dolarów za 1000 m sześc. Na przełomie 2002 i 2003 r. PGNiG kupiło w ramach dostaw spotowych 0,5 mld m sześc. ukraińskiego gazu, płacąc 82,5 dolarów za 1000 m sześc. Gaz był dostarczany przez zarejestrowaną w USA firmę Sinclair Technologies. W czerwcu tego roku spółka ogłosiła przetarg na zakup do 2 mld m gazu, również na zasadach otwartego rynku. Przetarg jednak unieważniono, ponieważ nie było wymaganej przez prawo liczby ważnych ofert. W ponownie ogłoszonym oferty można składać do 14 lipca. Tymczasem do końca lipca PGNiG musi poinformować Rosjan, czy w tym roku chce kupić od nich 6,6 mld m sześc. gazu, czy o 10 proc. więcej; musi też zawiadomić ich, ile gazu chce odebrać w przyszłym roku.
Michał Kwiatkowski zapewniał, że nawet gdyby oferty w przetargu nie były satysfakcjonujące, to gazu nie zabraknie, choć na zaspokojenie potrzeb w tym roku trzeba sprowadzić zza wschodniej granicy blisko 8,5 mld m sześc. Zakontraktowane dostawy z Rosji wyniosą 6,6 mld m sześc., z Zachodu ok. 0,9 mld m sześc. a produkcja własna 4,5 mld m sześc. PGNiG ma też zmagazynowane 1,4 mld m sześc. gazu. W ostateczności brakujące ilości może dostarczyć Gazprom, ale po „jamalskich” cenach.
Zgoda strony polskiej i ustalenie wielkości rosyjskiego gazu dostarczanych przez przejście w Drozdowiczach, a więc poza gazociągiem jamalskim, jest bardzo na rękę rosyjsko-niemiecko-ukraińskiego konsorcjum, które ma zostać powołane dla zarządzania gazociągami na Ukrainie. Członkami konsorcjum mają być: Gazprom, Naftogaz Ukraina i Ruhrgas AG.
Firmy te zamierzają przesyłać rosyjski gaz do UE przez terytorium Ukrainy. Wcześniej jednak musi zostać poddany modernizacji i rozbudowie system ukraińskich gazociągów. Szacunkowy koszt inwestycji modernizacyjnych szacuje się na 2,6 mld dolarów, natomiast nowe inwestycje na 15 mld dolarów w ciągu 10 lat. Obecnie przepustowość systemu wynosi ok. 120 mld m sześc. gazu rocznie. Po rozbudowie jego przepustowość wyniesie 150-160 mld m sześc.
Równocześnie coraz bardziej zaawansowane są prace nad projektem budowy gazociągu północnoeuropejskiego. Jego powstanie w praktyce niweczy szansę na powstanie drugiej nitki gazociągu jamalskiego i ostatecznie eliminuje nas z gry o pieniądze, które można zarobić na tranzycie rosyjskiego gazu, choć trudno o lepsze warunki do tranzytu niż ma Polska (nizinne położenie, nieliczne przeprawy rzeczne itd.). Gazociąg ma zostać poprowadzony po dnie Bałtyku łącząc Rosję i Niemcy, a omijając Polskę.
Rosyjsko-brytyjskie porozumienie o współpracy przy budowie nowego gazociągu zostało podpisane 26 czerwca tego roku. I mimo że prezydent Rosji - Władimir Putin przekonywał niedawno prezydenta - Aleksandra Kwaśniewskiego, iż inwestycja ta nie jest przeszkodą dla rozbudowy gazociągu jamalskiego przez Polskę, wszystko wskazuje na to, że gazociąg północnoeuropejski jest zagrożeniem dla drugiej nitki Jamału. Obie rury miałby porównywalną przepustowość (ok. 30 mld m sześc. gazu rocznie, czyli tyle, ile w przeszłości planowano przesyłać przez Polskę drugą nitką gazociągu jamalskiego) i obie powinny dochodzić do tego samego regionu, czyli do północno-wschodnich Niemiec. Dalsze odcinki gazociągu będą poprowadzone przez Niemcy i Holandię do Wielkiej Brytanii. Koszt inwestycji szacuje się na kwotę 5,7 mld dolarów (dla porównania, budowa drugiej nitki „jamału” to ok. 1,5 mld dolarów).
Rosjanie prowadzili już wstępne rozmowy z japońskimi koncernami Sumitomo, Mitsui i Marubeni na temat dostaw rur i innego wyposażenia. Podano też datę oddania uruchomienia gazociągu: 2007 r. Do 2009 r. ma osiągnąć pełną moc przesyłową. Będzie można nim przesyłać co najmniej 19,7 mld m sześc. gazu rocznie, a być może nawet 30 mld. Gaz ma pochodzić ze złóż w regionie Nadym-Pur-Tazow, a następnie m.in. ze złóż jamalskich.
W sprawie drugiej nitki gazociągu jamalskiego przez Polskę do tej pory rosyjski koncern oficjalnie nie ogłosił żadnej daty rozpoczęcia budowy. Tymczasem zgodnie z polsko-rosyjskim porozumieniem z lutego 1995 r. budowa drugiej nitki miała się zakończyć w 2001 r. W kolejnym porozumieniu, z lutego 2003 r., zapisano, że decyzję dotyczącą budowy drugiej nitki strony podejmą do końca 2004 r., „kierując się zasadą celowości ekonomicznej i koniecznością stabilnego i efektywnego funkcjonowania pierwszej nitki”. W ten sposób strona polska zdjęła ze strony rosyjskiej zobowiązanie do budowy drugiej nitki, i to bez zapewnienia sobie prawa do odszkodowania. Budowa gazociągu przez Bałtyk oraz uruchomienie tranzytu przez Ukrainę sprawią, że Polska przestanie się liczyć jako kraj tranzytowy dla przesyłu rosyjskiego gazu.
Niższy zysk niż przed rokiem
Zarząd PGNiG przewiduje, że tegoroczny zysk firmy będzie niższy niż w 2002 r., mimo że pierwsze pięć miesięcy roku było korzystne ze względu na większą sprzedaż gazu. Po tym okresie firma osiągnęła 425 mln zł zysku brutto, podczas gdy w 2002 r. było to 511,4 mln zł. Równocześnie zobowiązania spółki szacuje się na 1,5 mld dolarów. Zarząd PGNiG uzyskał zgodę WZA (ministra skarbu), na wykup kolejnej transzy euroobligacji o wartości 50 mln euro. Część wyemitowanych jesienią 2001 r. obligacji PGNiG o łącznej wartości 800 mln euro, wykupiono w listopadzie ubiegłego roku (o wartości 100 mln euro). Korzyści z tego tytułu spółka ocenia na 120 mln zł.
PGNiG będzie kontynuować program restrukturyzacji zatrudnienia. W latach 2003-06 z przedsiębiorstwa odejdzie ok. 6 tys. osób. Program zaakceptowała Rada Nadzorcza spółki 6 lipca. Pozytywnie zaopiniowała też propozycję prezesa Marka Kossowskiego, by poszerzyć zarząd spółki o trzech wiceprezesów, w tym wiceprezesa ds. integracji europejskiej i współpracy międzynarodowej oraz wiceprezesa odpowiedzialnego za handel i marketing. Tuż po wyborze na prezesa spółki, Marek Kossowski mówił, iż dla firmy najważniejsze są obecnie konsultacje z Unią Europejską. Jego zdaniem, w sytuacji gdy otwarcie rynku gazowego nastąpi już od 2004 r., Polska powinna wystąpić o okres przejściowy, niezbędny by przygotować PGNiG, tym bardziej że jest ono w trakcie procesu restrukturyzacji. Zapewniał o konieczności pilnych konsultacji z resortem gospodarki w tej kwestii. Pomysł powołania wiceprezesa ds. integracji europejskiej najwyraźniej rozpoczyna te działania.
Jednocześnie obsadzono już jedno stanowisko: wiceprezesa ds. spraw restrukturyzacji i prywatyzacji. Rada nadzorcza zdecydowała się powierzyć je Markowi Foltynowiczowi, byłemu doradcy węgierskiego koncernu paliwowego MOL, który rozpoczynał karierę na początku lat 90. w Rafinerii Gdańskiej, w latach 1996-2000 był członkiem zarządu Nafty Polskiej, a ostatnio prowadził działalność konsultingową. Foltynowicz zastąpi odwołanego w marcu br. Stanisława Jakubowskiego. Konkurs na to stanowisko trwał od kwietnia, ale MSP postanowiło zaczekać z rozstrzygnięciem do momentu wyboru nowego prezesa PGNiG, którym na początku lipca został Marek Kossowski.