- PGNiG rozważa import gazu LNG ze Stanów Zjednoczonych. Najwcześniej surowiec mógłby być sprowadzany do Polski z tego kierunku za około 3-4 lata - poinformował prezes spółki Mariusz Zawisza. Jego zdaniem, cena LNG może okazać się bardzo atrakcyjna.
- Jesteśmy świeżo po powrocie ze Stanów Zjednoczonych. Rozmawialiśmy z bankami inwestycyjnymi i podmiotem zajmującym się sprzedażą LNG. Rynek wydaje się bardzo interesujący w kontekście przyszłego importu LNG do naszego gazoportu - powiedział Zawisza.
Jego zdaniem, amerykański gaz mógłby trafić do Polski najwcześniej za około 3-4 lata. - Terminy są warunkowane z jednej strony budową gazoportów nastawionych na eksport z USA do innych części świata, a z drugiej wydawaniem pozwoleń przez tamtejszych regulatorów na sprzedaż gazu poza kraj - powiedział prezes.
Według niego, cena LNG zza Oceanu może okazać się bardzo atrakcyjna. - Mimo wszystko kontrakty te mogą się okazać korzystniejsze od kontraktu katarskiego i jamalskiego - powiedział.
Kontrakt jamalski na dostawy gazu od Gazpromu wygasa w 2022 roku. Zgodnie z umową, pięć lat przed jego zakończeniem spółka musi wypowiedzieć się co do jego kontynuacji.
PGNiG nie wyklucza, że biorąc pod uwagę budowę interkonektorów, rozwój wydobycia krajowego, umowę z Katarem, i - być może - w przyszłości zakup gazu z USA, kierunek wschodni może zostać zaniechany lub znacząco ograniczony w umowach handlowych po 2022 r.
Okno negocjacyjne z Gazpromem w bieżącym kontrakcie otwiera się PGNiG w listopadzie. "Na pewno z niego skorzystamy. Wcześniej będziemy badać skłonność partnera do renegocjacji kontraktu, bazując na tym, co dzieje się w relacjach rosyjskiej spółki z innymi krajami. Obserwujemy przecież obniżki cen dla Litwy czy Włoch" - powiedział prezes.
- Jesteśmy trzecim krajem - po Niemczech i Włoszech - jeśli chodzi o wolumen odbieranego gazu. Zobowiązania zawsze regulujemy w terminie. Liczymy, że i dla nas ta cena zostanie obniżona - dodał.
PGNiG liczy, że korzystniejszy cennik zacznie obowiązywać od przyszłego roku.
- Oczywiście negocjacje trwają kilka miesięcy, a nawet kilkanaście miesięcy, ale można zastosować model retroaktywny i np. porozumieć się, że obniżka objęłaby okres od początku roku - ocenił Zawisza.
Jednocześnie spółka rozpoczęła negocjacje kontraktu z Katarczykami, od których - zgodnie z pierwotnymi ustaleniami - mamy sprowadzać gaz od stycznia 2015 roku w formule "take or pay". Przez dwadzieścia lat PGNiG ma kupować od firmy Qatargas 1,3 mld m sześc. gazu rocznie.
Problemem jest jednak opóźnienie w budowie terminala LNG w Świnoujściu.
Według ostatnich doniesień ma on być uruchomiony komercyjnie na przełomie maja i czerwca 2015 roku. - To opóźnienie nie ułatwia nam rozmów. Nasze negocjacje obecnie dotyczą zobowiązań dotyczących 2015 roku. Ufam, że uda nam się doprowadzić do korzystnego finału - powiedział Zawisza.
- - - - -
- PGNiG analizuje zakup kolejnych aktywów poszukiwawczo-wydobywczych w Norwegii. Rozpatrywany jest zakup aktywa podobnej wielkości jak złoże Skarv - powiedział Zawisza. Spółka przygląda się też koncesjom w Stanach Zjednoczonych.
- Chcemy zwiększać naszą aktywność w Norwegii. Jesteśmy na etapie analizy kolejnych ciekawych projektów zarówno poszukiwawczych, jak i wydobywczych. Prowadzimy m.in. pogłębioną analizę aktywa porównywalnego do złoża Skarv - powiedział.
PGNiG podpisał jakiś czas temu list intencyjny dotyczący współpracy z Lotosem w Norwegii. Nie wyklucza, że zaproponuje gdańskiej spółce wspólną inwestycję w któryś z rozpatrywanych projektów. - Prowadzimy rozmowy z Lotosem, jesteśmy z nim w dobrych relacjach. Być może przedłożymy firmie propozycję wspólnej inwestycji, choćby w tym dużym projekcie, o którym wspomniałem - powiedział Zawisza.
Dodał, że PGNiG jest zainteresowany wyłącznie mniejszościowymi udziałami w koncesjach norweskich. - Nie aspirujemy do roli operatora - powiedział.
W złożu Skarv spółka ma np. blisko 12 proc. udziałów.
Prezes poinformował, że szczyt wydobycia w przypadku projektu Skarv przypada na lata 2014-16.
W 2013 roku PGNiG wydobyło w Norwegii ok. 300 tys. ton ropy naftowej (ok. 2,2 mln baryłek) i ok. 350 mln m sześc. gazu ziemnego.
PGNiG, poprzez swoją spółkę zależną PGNiG Upstream International, posiada obecnie 14 licencji na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.
Zawisza poinformował, że spółka może być również zainteresowana zakupem udziałów w koncesjach na terenie Stanów Zjednoczonych. Chodzi o złoża zarówno ropy, jak i gazu.
PGNiG prowadzi jeszcze wydobycie gazu w Pakistanie. - Tamtejsze złoże jest bardzo obiecujące. Możliwe, że będziemy kontynuować odwierty na tamtejszej koncesji. Są tam spore zasoby surowca. Jesteśmy w trakcie analiz co do dalszych prac w tym obszarze - powiedział Zawisza.
PGNiG zrezygnowało natomiast z poszukiwania węglowodorów w Egipcie i Libii.
W kraju na ten rok zaplanowano 33 odwierty, w tym 10 za gazem łupkowym.
Prezes ocenił, że potencjał wydobycia gazu łupkowego w Polsce będzie można określić nie wcześniej niż w 2016 roku. - To żmudny i długotrwały proces. By określić nasz potencjał w obszarze łupków, trzeba by wykonywać dużo więcej odwiertów niż obecnie. W USA robi się ich rocznie kilka tysięcy - powiedział prezes.
- W 2016 r. najwcześniej będzie można powiedzieć, czy i kiedy będziemy mogli przemysłowo ten gaz wydobywać - dodał.Spółka podpisała w marcu tego roku list intencyjny z Chevronem o współpracy. "Mamy już wytypowaną lokalizację. Będziemy jeszcze w tym roku wspólnie realizować odwiert na Lubelszczyźnie" - powiedział Zawisza.Prezes zapowiada, że liczba odwiertów w 2015 r. będzie uzależniona od wyników tegorocznych prac.
PGNiG szacuje, że w wyniku zmian w opodatkowaniu wydobycia węglowodorów, wprowadzonych przez ustawę, którą zajmuje się Sejm, wyniki firmy mogą zostać obciążone kwotą ok. 1,2 mld zł rocznie - poinformował PAP prezes spółki Mariusz Zawisza.
- Mamy zmianę prawa geologicznego i górniczego. To, co nas dotyka, to czterokrotne zwiększenie opłat eksploatacyjnych. Kolejny element to ustawa o specjalnym podatku węglowodorowym. Wszystko to idzie w kierunku zwiększenia naszej kontrybucji do budżetu - powiedział prezes.
- To może obciążyć nas dodatkowo kwotą ok. 1,2 mld zł rocznie. W porównaniu do wyniku ubiegłorocznego wartość ta stanowi dwie trzecie naszego zysku jednostkowego- dodał.
Zgodnie z nowymi przepisami, państwo ma pobierać rentę surowcową o docelowej wysokości ok. 40 proc.
Tworzyć ją będzie specjalny podatek węglowodorowy, którego stawka ma kształtować się od 0 do 25 proc., zależnie od relacji przychodów do wydatków i podatek od wydobycia niektórych kopalin (w przypadku gazu konwencjonalnego stawka wynosi 3 proc., a gazu niekonwencjonalnego 1,5 proc., natomiast w przypadku ropy konwencjonalnej stawka to 6 proc., a niekonwencjonalnej 3 proc.).
Zgodnie z nowymi przepisami, opłata eksploatacyjna realizowana na rzecz gmin, powiatów, województw i NFOŚiGW, ma wzrosnąć do 24 zł z 6 zł za tysiąc metrów sześciennych w przypadku gazu i do 50 zł z 36 zł za tonę w przypadku ropy. Zdaniem Zawiszy wzrost opodatkowania znacząco obniży możliwości inwestycyjne spółki, co przełoży się na tempo prac poszukiwawczo-wydobywczych.
Rokrocznie PGNiG wydaje około 2 mld zł na inwestycje w segmencie upstreamu. W tym roku spółka zaplanowała CAPEX na poziomie 4,5 mld zł, z czego 1,9 mld zł trafi na rozwój segmentu poszukiwanie i wydobycie.
"W 2014 r. planujemy wykonanie 33 odwiertów, z czego dziesięć w poszukiwaniu gazu łupkowego. Czujemy się zobowiązani do kontynuacji poszukiwań. Uważamy, że środki na inwestycje powinny w większym stopniu pozostać w spółce" - ocenił prezes.
Biznes INTERIA.PL na Twitterze. Dołącz do nas i czytaj informacje gospodarcze
