Energia XXXVII / Ochrona Środowiska XIX
Dodatek reklamowy do RZECZPOSPOLITEJ.
nr 294 (6674) 18 grudnia 2003 r.

W drodze na giełdę

Rozmowa z Markiem Kossowskim – prezesem Zarządu Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A., Markiem Foltynowiczem – wiceprezesem Zarządu ds. strategii i restrukturyzacji Grupy Kapitałowej, Jerzym Staniewskim – wiceprezesem zarządu ds. ekonomiczno-finansowych, Mieczysławem Jakielem – wiceprezesem Zarządu ds. techniczno-produkcyjnych, Pawłem Kamińskim – wiceprezesem Zarządu ds. integracji europejskiej i współpracy międzynarodowej, Franciszkiem Krokiem – wiceprezesem Zarządu ds. handlu i marketingu

Czy PGNiG jest zainteresowane tworzeniem konkurencyjnego rynku gazu ziemnego w Polsce?

Marek Kossowski: Konkurencyjny rynek gazu w Polsce powstanie niezależnie od woli PGNiG. Będzie to przede wszystkim wynikiem transponowania do polskiego prawa zapisów Dyrektywy Gazowej, która weszła w życie 4 sierpnia 2003 r., w tym w szczególności zapisów przyspieszających otwieranie rynku. Zgodnie z dyrektywą od 1 lipca 2004 r. wszyscy odbiorcy poza odbiorcami domowymi powinni zostać uprawnieni do korzystania z usługi TPA (dostęp strony trzeciej), a od 1 lipca 2007 r. do grupy odbiorców uprawnionych powinni dołączyć także odbiorcy domowi. Zapisy te otwierają pole dla działalności konkurencyjnych przedsiębiorstw gazowniczych. Już teraz kilkadziesiąt firm energetycznych, w tym przedsiębiorstwa związane z dużymi firmami europejskimi, posiada w Polsce koncesje na działalności gazownicze (produkcję, obrót, przesyłanie i dystrybucję).

PGNiG S.A. chcąc realizować swoje strategiczne cele, takie jak wzrost sprzedaży, aby zwiększać wartość przedsiębiorstwa musi dostosowywać się do warunków konkurencyjnego rynku. Jedną z możliwości jest uczestnictwo w rozwoju nowych form o charakterze rynkowym. Można tu wymienić zwiększenie elastyczności portfela kontraktów poprzez wzrost udziału umów krótko- i średnioterminowych, udział w ewentualnym tworzeniu giełd i innych form krótkoterminowych rynków gazu, tworzenie i wyodrębnianie nowych usług dla odbiorców oraz wzrost ich jakości. Na podstawie dyrektyw UE, jak również praktyki stosowanej w państwach członkowskich UE i w krajach kandydujących, można stwierdzić, że ważnym czynnikiem powstania konkurencyjnego rynku gazu, oprócz już wymienionych – dostępu do sieci i uelastycznienia portfela kontraktów, jest wyłączenie obrotu spod regulacji, w tym obowiązku zatwierdzania taryf na sprzedaż gazu. Może być ono całkowite – rozwiązanie takie zastosowano np. w Niemczech, Holandii, Francji lub częściowe (w zakresie odbiorców uprawnionych), jak np. w Słowacji.

Rozpoczęliśmy procesy, które mają służyć utrzymaniu dotychczasowych odbiorców i zwiększeniu sprzedaży gazu, czego bardzo ważnym elementem jest wdrażanie nowej strategii marketingowej. Polski rynek gazu jest rynkiem o bardzo dużym potencjale wzrostu, z czego doskonale zdają sobie sprawę wielkie koncerny energetyczne od dawna zainteresowane możliwością sprzedaży gazu w Polsce. Poziom działań w obszarze sprzedaży i marketingu będzie elementem w dużym stopniu rozstrzygającym o rozwoju polskiego rynku gazu oraz o konkurencyjnej pozycji Grupy Kapitałowej PGNiG na tym rynku.

W tym sensie jesteśmy oczywiście zainteresowani w tworzeniu konkurencyjnego rynku gazu ziemnego w Polsce.

Dlaczego PGNiG S.A. wystąpiło o okres przejściowy i w jaki sposób zamierza wypełnić wymogi nowej Dyrektywy Gazowej?

Paweł Kamiński: Wniosek o okres przejściowy, którego inicjatorem było PGNiG dotyczy art. 23 Dyrektywy Gazowej (2003/55/WE), który nakłada obowiązek stworzenia możliwości dostępu do sieci gazowniczej wszystkim odbiorcom nie będącym gospodarstwami domowymi od 1 lipca 2004 r. PGNiG S.A. wnioskowało o przesunięcie tego terminu na dzień 1 stycznia 2006 r., co podyktowane było w głównej mierze brakiem przygotowania infrastruktury gazowniczej do świadczenia usług przesyłowych w myśl wspomnianego artykułu Dyrektywy Gazowej. Dostosowanie infrastruktury do tego zapisu wymagać będzie przede wszystkim czasu, potrzebnego dla dokonania wszelkich procedur formalnoprawnych umożliwiających realizację koniecznych inwestycji planowanych i wymaganych dla otwarcia rynku. Konieczne jest również poniesienie znacznych nakładów na budowę systemu opomiarowania i bilansowania sieci. Warto zauważyć, że problemy te zgłaszaliśmy już podczas negocjacji przedakcesyjnych w obszarze „Energia”. Należy jednak zaznaczyć, że pomimo wystosowania wniosku o okres przejściowy, PGNiG będzie dążyć do spełnienia wymagań Dyrektywy Gazowej w określonych w niej terminach.

Rozpoczęto już działania związane z przygotowaniem spółki do świadczenia usług TPA (dostęp strony trzeciej), rozszerzeniem współpracy z organami Unii Europejskiej i licznymi organizacjami europejskimi zajmującymi się rynkiem gazu oraz podnoszeniem poziomu konkurencyjności PGNiG. Chcemy również brać czynny udział w tworzeniu aktów prawnych, które implementują do polskiego prawa zapisy dyrektywy. Szczególnie ważnym zadaniem będzie wydzielenie operatora systemu przesyłowego (OSP) i operatora systemu dystrybucyjnego (OSD). Operatorem takim może zostać każda osoba fizyczna lub prawna zajmująca się przesyłem (tj. transportem w sieciach przesyłowych) lub dystrybucją (tj. transportem w sieciach rozdzielczych), która pozostaje niezależna od działalności niezwiązanych z przesyłem lub dystrybucją. Wymóg taki obowiązywać będzie od 1.07.2004 r. w zakresie niezależności prawnej, organizacyjnej oraz decyzyjnej, ale możliwe będzie przesunięcie terminu powstania prawnej niezależności operatora systemu dystrybucyjnego do 1.07.2007 r.

Czy w związku z długoterminowymi kontraktami zakupowymi, które zawierają klauzulę „take-or-pay” możliwa jest rzeczywista zmiana portfela zakupów w kierunku zwiększenia udziału umów krótko- i średnioterminowych?

Udział kontraktów długoterminowych w portfelu zakupów gazu z pewnością nadal pozostanie znaczący, podobnie jak we wszystkich państwach członkowskich UE. Kontrakty te spełniają bowiem ważną rolę w zakresie bezpieczeństwa dostaw gazu stabilizując jego podaż i stanowią uzasadnienie ekonomiczne inwestycji w rozwój sieci przesyłowej. Z drugiej strony zbyt wysoki ich udział utrudnia optymalną dywersyfikację dostaw i ogranicza możliwość elastycznego reagowania na potrzeby liberalizowanego rynku. Konieczne jest zatem zachowanie odpowiednich proporcji. Należy przypomnieć, że PGNiG w ramach strategii dywersyfikacji dostaw wynegocjowało zmianę warunków kontraktu jamalskiego. W czerwcu br. podpisano aneks, zgodnie z którym Gazprom zredukował minimalne dostawy o 35% do 2020 roku z 218,9 mld m³ do 142,6 mld m³. W początkowej wersji kontraktu PGNiG zobowiązane było odbierać skokowo wzrastające ilości roczne aż do 13-14 mld m³ w roku 2010. W wyniku zmiany umowy Polska będzie odbierać tylko 6,9 mld m³ rocznie do roku 2009, 8 mld m³ w latach 2010-2014, a następnie 9 mld m³. Zachowana jest w dalszym ciągu elastyczność w odbiorze gazu i ustalaniu wielkości dostaw na kolejne lata. Otwiera to pole do zawierania kontraktów krótko- i średnioterminowych, co jednak stwarza określone trudności, o czym mieliśmy okazję przekonać się w tym roku. Firma, która wygrała przetarg na dostawy, nie miała gazu, wbrew dokumentom, które przedłożyła, wskutek czego dostawy nie zostały zrealizowane, co było podstawą do rozwiązania tego kontraktu. Tymczasem zostały zmienione przepisy prawne umożliwiając zakup gazu w trybie „z wolnej ręki”, co umożliwiło dokonanie wyboru jednego z kilku partnerów, z którymi PGNiG prowadziło systematyczne negocjacje. Głównymi kryteriami, jakimi PGNiG S.A. kierowała się przy wyborze oferenta, były udokumentowane posiadanie oferowanych ilości gazu ziemnego, umowa transportowa na przesył gazu do punktu zdawczo-odbiorczego Drozdowicze i oczywiście cena.

Analiza dokumentów otrzymanych od oferentów przez PGNiG SA podczas prowadzonych rozmów pozwoliła na stwierdzenie, że jedynymi partnerami dla PGNiG S.A., będącymi w stanie zagwarantować szybkie uruchomienie oraz bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego w ilości do 2,0 mld m³ oraz posiadającymi wiarygodne zdolności przesyłowe gazu przez terytorium Ukrainy do granicznego punktu zdawczo-odbiorczego Drozdowicze są działające łącznie firmy NAK „Naftogaz Ukrainy” i firma „Eural Trans Gas” KFT. Firma „Eural Trans Gas” KFT została wskazana przez NAK „Naftogaz Ukrainy, której prezes jest wiceministrem energetyki na Ukrainie.

Powyższa decyzja wynikała również z posiadanego przez PGNiG S.A. dokumentu, że żaden z innych oferentów nie posiadał i nie posiada ważnej umowy przesyłowej, która umożliwiałaby jak najszybsze rozpoczęcie dostaw gazu ziemnego dla PGNiG S.A. przez punkt Drozdowicze. Wcześniejsze promesy wystawione przez spółki-córki NAK „Naftogaz Ukrainy” nie miały mocy prawnej. Ponadto prezentowane przez innych oferentów dokumenty nie potwierdzały jednoznacznie faktu dysponowania wymaganymi przez PGNiG S.A. ilościami gazu ziemnego.

PGNiG zawarło kontrakt na dostawę gazu w ilości 2 mld m³, który ma zostać dostarczony do lipca 2004 r., z opcją zwiększenia dostaw w latach 2005 i 2006 o 1 mld m³. Dostawy gazu rozpoczęły się 1 listopada i kontrakt jest realizowany bez przeszkód. Jednak problemy, które pojawiły się w przypadku pierwszego kontrahenta, pokazują, że w związku ze wzrostem liczby graczy na rynku i rosnącą konkurencją wybór odpowiedniego partnera staje się sprawą coraz ważniejszą i dlatego dołożyliśmy wszelkich starań, aby NAK „Naftogaz Ukrainy” był sygnatariuszem tego kontraktu.

Jakie zmiany nastąpiły w Taryfie PGNiG, która weszła w życie 1 października 2003 r. w stosunku do poprzedniej Taryfy nr 1/2002?

Franciszek Krok: W zakresie działalności przesyłania w Taryfie PGNiG S.A. dostosowano strukturę i poziom taryf przesyłowych do zmian, jakie nastąpiły w wyniku realizacji programu restrukturyzacji związanych z przekazaniem do dystrybucji części majątku przesyłowego o charakterze lokalnym, przekazaniem części odbiorców do obsługi przez spółki gazownictwa, ustaleniem warunków umownych dostaw gazu do tych spółek i przewidywaną poprawą efektywności prowadzenia działalności. Wprowadzono większą liczbę grup taryfowych (4 grupy), dostosowanych do struktury odbiorców aktualnie obsługiwanych przez PGNiG S.A. oraz wielkości i charakterystyki odbioru gazu przez te podmioty, różnicując stawki opłat przesyłowych. Uwzględnienie powyższych zasad kalkulacji spowodowało to, iż dla odbiorców końcowych zasilanych z sieci przesyłowych nastąpiło obniżenie stawek opłat za przesyłanie w granicach 6-20%.

W zakresie działalności obrotu gazem określono ceny na bazie prognozowanych kosztów pozyskania gazu przez PGNiG S.A. z uwzględnieniem realizacji zakupu gazu z importu zgodnie z zawartymi umowami, a także efektu wynikającego z maksymalizacji pozyskania gazu ze źródeł krajowych. Zróżnicowane zostały ceny gazu ziemnego ze względu na jego jakość, tj. energię w nim zawartą. Ze względu na zagospodarowanie nowych złóż gazu zaazotowanego wprowadzony został do obrotu gaz ziemny zaazotowany podgrupy GZ 41,5. Tak określone zasady spowodowały ustalenie w jednakowej wysokości cen w obrocie dla wszystkich odbiorców danego typu gazu. Ceny jednostkowe ustalone w odniesieniu do ciepła spalania są na niższym niż w taryfie 1/2002 poziomie odpowiednio o ok. 2,3% w przypadku gazu wysokometanowego i o ok. 10% dla gazu zaazotowanego w stosunku do taryfy 1/2002.

Wszyscy odbiorcy PGNiG S.A., zarówno przemysłowi, jak i spółki gazownictwa rozliczani są według jednakowych zasad zgodnie z warunkami określonymi w umowie, wg cen i stawek opłat określonych w taryfie bazującej na kosztach wywoływanych dostawą do tych grup odbiorców. Realizowane są tym samym w praktyce cele określone ustawą Prawo energetyczne oraz wskazania Nowej Dyrektywy Gazowej dotyczące stworzenia niedyskryminujących taryf z ich ukierunkowaniem na ograniczanie opłat ponoszonych przez odbiorców.

Ponadto dla stworzenia warunków liberalizowania rynku gazu w zakresie usług przesyłowych określone zostały w taryfie stawki opłat dystansowych dla odbiorców uprawnionych, którzy będą korzystali z prawa do świadczenia usług przesyłowych sieciami przesyłowymi, zgodnie z zasadą dostępu do sieci określoną wymogami prawnymi. Dotychczas nie została jednak zawarta żadna umowa o świadczenie tego typu usług.

Jak już wspomniałem, wydzielone ze struktur PGNiG S.A. spółki gazownictwa, jako odrębne podmioty gospodarcze, miały obowiązek opracowania własnych taryf i zrealizowały ten wymóg wprowadzając własne taryfy z dniem 1.10.2003 r. Kontynuują one zmianę struktury taryfowej ukierunkowaną na eliminację subsydiowania skrośnego.

Jak kształtują się ceny gazu w Polsce w porównaniu z cenami w państwach członkowskich UE?

Marek Kossowski: Z porównania cen za gaz w Polsce i innych krajach europejskich wykonanych przez niezależne źródła (np. Eurostat) wynika, że cena gazu dla odbiorców domowych w Polsce należy do najniższych cen w Europie. Jest np. o wiele niższa niż cena w Niemczech, Belgii czy Francji. Porównywalna jest z ceną w Wielkiej Brytanii, której rynek gazu jest najbardziej zliberalizowany w Europie i która jest eksporterem netto gazu ziemnego. Natomiast wysokość opłat za gaz ponoszonych przez dużych odbiorców w Polsce kształtuje się na zbliżonym poziomie do opłat ponoszonych przez podobnych odbiorców w państwach członkowskich UE, określonych z uwzględnieniem reguł rynkowych, odzwierciedlających wewnętrzną politykę cenową poszczególnych państw. Jak już wspomniano, ceny dla dużych odbiorców w Polsce w taryfie PGNiG S.A. zostały obniżone.

Jak może wpłynąć na ceny gazu dla odbiorców akcesja Polski do UE?

Marek Kossowski: Generalnym założeniem Dyrektywy Gazowej jest obniżenie cen dostaw gazu do odbiorców w wyniku rozwoju konkurencyjnego rynku gazu. Należy jednak zauważyć, że kształtowanie się cen gazu jest problematyką stosunkowo skomplikowaną, m.in. ze względu na złożoność samej ceny dostaw gazu do odbiorcy, która powstaje w wyniku nałożenia się ceny paliwa, ceny usług transportowych, a także ceny dodatkowych usług, takich jak np. zapewnienie wielkości i charakterystyki dostaw zgodnie z oczekiwaniami klienta, jakości gazu, ciśnień itp. Dlatego też ceny gazu kształtować się będą pod wpływem różnorodnych czynników. Do najważniejszych należy zaliczyć możliwości i warunki, na jakich przedsiębiorstwa gazownicze będą pozyskiwać gaz. Nadal będą one w bardzo dużym stopniu zdeterminowane przez kontrakty długoterminowe, o czym mówi również Dyrektywa Gazowa. Ceny gazu w tych kontraktach są w zdecydowanej większości przypadków indeksowane cenami produktów ropopochodnych, które w ostatnim okresie utrzymywały się na poziomie znacznie powyżej średniej wieloletniej. Na formuły cenowe zawarte w kontraktach importowych członkostwo w UE nie ma wpływu (może wpływać na inne ich warunki, np. zmianę klauzuli o zakazie reeksportu). Zatem przyszła cena gazu zależy przede wszystkim od cen ropopochodnych i kursu wymiany walut (ceny ustalane są w USD lub EUR). Istotny wpływ na ceny będzie miała również kontynuacja zmian struktury cen gazu w Polsce, ponieważ nadal występuje zjawisko subsydiowania skrośnego, choć w kolejnych taryfach PGNiG, począwszy od Taryfy 1/2002 jest ono stopniowo ograniczane. Zmiana struktury oznaczać może podwyżki w niskich grupach taryfowych (w tym w szczególności odbiorców zużywających gaz na przygotowanie posiłków i ciepłej wody – pierwsze dwie grupy taryfowe w spółkach gazownictwa) i jednoczesne obniżanie stawek opłat w wyższych grupach taryfowych. Należy jednak stanowczo podkreślić, że ewentualne podwyżki stawek dla odbiorców domowych nie powinny być znacząco uciążliwe ze względu na istniejącą konkurencję innych nośników energii (w szczególności oleju opałowego i energii elektrycznej, od których gaz jest tańszy i akcesja do UE nie zachwieje tymi proporcjami w istotny sposób), a także rosnącą konkurencję innych przedsiębiorstw gazowniczych. Poza tym zgodnie z nową dyrektywą istnieje również możliwość ochrony odbiorców przed nieuzasadnionym wysokim poziomie cen. Należy również zwrócić uwagę na czynniki, które z pewnością będą oddziaływać w kierunku obniżania cen dostaw gazu. Integracja głównych sieci przesyłowych krajów UE (gazociągi transgraniczne), w tym Polski we wspólny system powinna prowadzić do ujednolicenia zasad kalkulacji i regulacji stawek przesyłowych, co w przypadku Polski wiązałoby się z koniecznością ich obniżenia. Również planowany wzrost wydobycia gazu krajowego do ok. 6 mld m³ będzie miał wpływ na możliwości obniżania ceny gazu, a także będzie czynnikiem w istotny sposób stabilizującym jego cenę, dzięki niższym kosztom i zachowaniu elastyczności źródeł krajowych.

Jakie są perspektywy zwiększenia wydobycia gazu ziemnego w Polsce?

Mieczysław Jakiel: Znaczący udział krajowego gazu ziemnego w pokryciu zapotrzebowania odbiorców tego paliwa sprawia, że krajowe złoża gazu ziemnego stanowią ważne ogniwo w zapewnieniu ciągłości dostaw gazu do odbiorców.

Gaz wydobywany jest ze złóż zlokalizowanych w dwóch rejonach Polski: Polski południowo-wschodniej (głównie gaz wysokometanowy) i Polski zachodniej (głównie gaz zaazotowany).

Stan zasobów wydobywalnych w złożach na lądzie wynosi obecnie 123,2 mld m³ w przeliczeniu na gaz wysokometanowy, z których w rejonie Polski południowo-wschodniej znajduje się 42,5% zasobów, a w rejonie Polski zachodniej 57,5%.

Wydobycie gazu w latach 2000-2003 kształtowało się na poziomie 3,8-4,0 mld m³ gazu przeliczonego na gaz wysokometanowy, w tym: 1,72 mld m³ z rejonu Polski południowo-wschodniej i 2,08-2,30 mld m³ w przeliczeniu na gaz wysokometanowy z rejonu Polski zachodniej.

W latach następnych istnieje możliwość stopniowego wzrostu wydobycia krajowego gazu do poziomu około 6 mld m³ w przeliczeniu na gaz wysokometanowy już w roku 2006 i utrzymanie tego poziomu w latach następnych.

Wzrost wydobycia spowodowany będzie rozbudową istniejących kopalń oraz zagospodarowaniem i włączeniem do eksploatacji nowych złóż, które zostały odkryte i udokumentowane.

Do tych złóż gazu ziemnego należą głównie złoża w rejonie Polski południowo-
-wschodniej – Nosówka, Terliczka-Stobierna, Jasionka (rejon Rzeszowa) Dzików, Wola Obszańska, Kuryłówka (rejon Lubaczów-Leżajsk), Rylowa-Rajsko (rejon Tarnowa) oraz w rejonie Polski zachodniej – Brońsko, Ruchocice, Wielichowo (rejon Kościana), Jabłonna, Elżbieciny (rejon Nowego Tomyśla), Paproć W., Górzyca, Solec.

Przewiduje się również zagospodarowanie i włączenie do eksploatacji następujących nowych złóż, które są obecnie w trakcie dokumentowania, np. Grotów, Lubiatów, Międzychód. PGNiG S.A. prowadzi prace poszukiwawcze i rozpoznawcze na 93 blokach koncesyjnych o łącznej powierzchni około 56,6 tys. km², których zadaniem jest odkrycie nowych złóż gazu i ropy, a celem końcowym włączenie ich do produkcji i sprzedaż zainteresowanym odbiorcom.

Co nowego dla przekształceń (restrukturyzacji) PGNiG S.A. przyniósł rok 2003?

Marek Foltynowicz: Od 1 stycznia 2003 r. PGNiG S.A. działa w nowej strukturze organizacyjnej. Jest to bardzo poważne i całkowicie nowe doświadczenie, co oznacza funkcjonowanie segmentu dystrybucyjnego w formule makroregionalnych samodzielnych podmiotów prawa handlowego, tj. 6 spółek gazownictwa (Mazowieckiej, Pomorskiej, Wielkopolskiej, Dolnośląskiej, Górnośląskiej i Karpackiej). Okazało się, że samodzielność tych podmiotów w odrębnych strukturach organizacyjnych przyniosła pozytywne wyniki gospodarcze. Samodzielność podmiotów wyraziła się nowymi inicjatywami marketingowymi i biznesowymi. Spółki również samodzielnie współpracują z URE w zakresie koncesji, zatwierdzania planów rozwoju i kształtowania taryf. W ramach wydzielania funkcji typu „non-core” WZA spółki wyraziło zgodę na pełne wydzielenie i usamodzielnienie działalności turystycznej. Ośrodki wczasowe dotychczas działające w formie Oddziału Geovita zostaną wniesione w formie aportu do nowo utworzonej spółki. W dniu 8 lipca podpisane zostało porozumienie pomiędzy Centralami Związków Zawodowych a Zarządem PGNiG S.A. w sprawie zasad i procedur realizacji II etapu „Programu restrukturyzacji zatrudnienia w PGNiG S.A. w latach 2003-2006”. Program ten został we wrześniu br. pozytywnie zaopiniowany przez MSP (WZA PGNiG S.A.) co w praktyce umożliwiło już jego wdrażanie. W ramach tego programu następuje również dalsze wyłączanie z PGNiG S.A. działalności pomocniczych, co powinno zapewnić transparentność spółki, jak np. serwisów specjalistycznych (Zakład Robót Górniczych – Krosno) czy, jak już wspomniałem, ośrodków wypoczynkowo-sanatoryjnych (Geovita).

Nastąpiła również dość szybka i radykalna zmiana naszych priorytetów – wymuszona przez Nową Dyrektywę Gazową. Nowe trendy i preferowane przez UE kierunki dalszego otwierania europejskiego rynku gazowego zmieniły hierarchię ważności celów nakierowanych m.in. na: utworzenie całkowicie niezależnych operatorów zarówno sieci przesyłowych, jak i dystrybucyjnych oraz połączenia transgraniczne.

Dyrektywa Gazowa zostanie wkrótce przetransponowana do polskiego ustawodawstwa, w tym w szczególności do Prawa energetycznego. Zachodzi zatem potrzeba aktualizacji obowiązującego rządowego programu restrukturyzacji i prywatyzacji PGNiG S.A. z 13 sierpnia 2002 r. Niezbędne są również korekty, które pozwolą na wzrost wartości spółki, szybsze reakcje na wyzwania rynkowe, zmniejszenie ryzyka związanego z obsługą kontraktu jamalskiego i zapewnienie konkurencyjnego poziomu cen dla odbiorców. Te trudne, lecz niezbędne zadania mogą być zrealizowane jedynie w warunkach pełnej współpracy z Ministerstwem Skarbu Państwa (w rozumieniu Kodeksu spółek handlowych – właścicielem PGNiG S.A.) oraz Ministerstwem Gospodarki, Pracy i Polityki Społecznej, odpowiadającym m.in. nie tylko za bezpieczeństwo energetyczne państwa, lecz również za społeczne skutki procesu restrukturyzacji i przekształceń.

W IV kwartale dokonano również zmiany wewnętrznej struktury organizacyjnej PGNiG S.A. i powołano Centralę Spółki. Nastąpiło połączenie Oddziału Górnictwa Naftowego z dotychczasowym Oddziałem Głównym PGNiG S.A., co powoduje, że skrócona zostanie droga decyzyjna pomiędzy oddziałami wydobywczymi a powstałą Centralą Spółki. Trzonem organizacyjnym Centrali Spółki będą departamenty odpowiadające m.in. za politykę: koncesyjną, poszukiwawczą, wydobywczą i magazynową. Zmiany te wynikają z przyjętej w dniu 3 września br. przez Zarząd PGNiG S.A. „Strategii rozwoju Górnictwa Naftowego do roku 2022”, która zakłada znaczny wzrost krajowego wydobycia gazu ziemnego (i ropy naftowej), a tym samym umacnia rolę i znaczenie służb sektora poszukiwawczo-
-wydobywczego w bezpośrednich strukturach PGNiG S.A. Grupa Kapitałowa PGNiG S.A. prowadzi kompleksową restrukturyzację wewnętrzną, zmierzającą do poprawy efektywności operacyjnej spółki i jej wyników finansowych oraz podniesienia wartości Grupy Kapitałowej. Zarząd PGNiG S.A. przyjął „Program restrukturyzacji wewnętrznej Grupy Kapitałowej PGNiG S.A.”, w którym określono priorytetowe działania i dokonano podziału odpowiedzialności za nadzór oraz wdrożenie poszczególnych działań, z uwzględnieniem wymogu nowych dyrektyw UE.

Jak rozumiemy, najpoważniejsza zmiana wynika z Nowej Dyrektywy Gazowej i dotyczy podstaw strategii spółki, tj. wydzielenia Operatora Systemu Przesyłowego i Operatorów Systemów Dystrybucyjnych oraz braku obowiązku wydzielania ze struktur PGNiG samodzielnego (autonomicznego) sektora poszukiwawczo-wydobywczego. Jak jesteście do tego przygotowani?

Marek Foltynowicz: Najpoważniejsze dylematy wynikają z konieczności pełnego oddzielenia działalności handlowej od działalności transportowej. Nowa Dyrektywa Gazowej nakłada obowiązek rozdzielenia działalności przesyłowej od wszystkich innych działalności, niezwiązanych z przesyłem, świadczonych przez zintegrowane przedsiębiorstwa gazownicze krajów członkowskich UE. Zgodnie z art. 9 dyrektywy, operator systemu przesyłowego powinien być samodzielny w formie prawnej (funkcjonować jako prawnie wyodrębniony podmiot), organizacyjnej oraz powinien być niezależny w podejmowaniu decyzji odnośnie zarządzania, utrzymywania i rozwoju sieci przesyłowej. Ma zapewnić zainteresowanym podmiotom korzystanie na równoprawnych zasadach z dostępu do infrastruktury przesyłowej (TPA). Powołanie OSP jest elementem liberalizacji rynku gazu oraz ma pełnić rolę katalizatora pojawienia się konkurencji w działalności obrotu hurtowego gazem. Natomiast odnośnie sektora poszukiwawczo-wydobywczego proponujemy (jak w innych państwa członkowskich UE) pozostawienie go w strukturze PGNiG S.A., zwłaszcza że Dyrektywa Gazowa nie ustala w tym zakresie jakichkolwiek regulacji bądź ograniczeń. Taki stan rzeczy ma ogromne znaczenie dla utrzymania stabilności finansowej PGNiG, przynajmniej do czasu oddłużenia naszej firmy, co powinno nastąpić po wprowadzeniu PGNiG na giełdę. Jeżeli wydzielenie działalności wydobywczej nastąpiłoby przed debiutem giełdowym i oddłużeniem, to konsekwencje dla całej grupy kapitałowej PGNiG są trudne do oszacowania.

Jaką drogę prywatyzacji wybierze PGNiG S.A., poprzez giełdę czy inwestora strategicznego?

Marek Foltynowicz: Zgodnie z założeniami programu restrukturyzacji i prywatyzacji Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa S.A. przyjętego przez Radę Ministrów 13 sierpnia 2002 roku, zakłada się udostępnienie mniejszościowego pakietu akcji PGNiG S.A. w drodze oferty publicznej inwestorom indywidualnym oraz długoterminowym inwestorom finansowym na giełdzie. I tę ścieżkę przyjęliśmy.

Czy skorygowana strategia zakłada np. wejście inwestora do spółek dystrybucyjnych poprzez podwyższenie kapitału bądź jakąś inną formę prywatyzacji dystrybucji?

Marek Foltynowicz: Program Rządowy, o którym wspomniałem na wstępie, nie precyzuje ewentualnej ścieżki prywatyzacji spółek dystrybucyjnych, które rozpoczęły działalność na początku tego roku. Decyzję co do prywatyzacji sześciu spółek dystrybucyjnych i jej sposobów ma podjąć Rada Ministrów w terminie późniejszym. Strategia spółki na najbliższe lata nie zakłada wejścia inwestora do spółek dystrybucyjnych. W ramach realizacji programu zagospodarowania terenów niezgazyfikowanych widzimy natomiast możliwość zakładania nowych podmiotów z udziałem spółek grupy kapitałowej, podmiotów zagranicznych i samorządów lokalnych.

Jak Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. rozwiązuje problemy własnego zadłużenia?

Jerzy Staniewski: Spółka od początku 2002 roku sukcesywnie dokonuje restrukturyzacji własnego zadłużenia ze szczególnym uwzględnieniem poziomu zobowiązań wobec instytucji finansowych, kosztu ich obsługi, jak i związanego z nimi ryzyka rynkowego. Należy podkreślić, iż w porównaniu ze stanem na koniec 2001 roku spółka obniżyła swoje zadłużenie o 21% (liczone wg kursów walut z listopada 2003), co stanowi prawie 1,5 mld PLN. Istotnymi czynnikami, jakimi kieruje się spółka przy wyborze, które z zobowiązań powinno zostać przedpłacone, są koszt jego obsługi oraz poziom ekspozycji na ryzyko rynkowe. Największa redukcja zadłużenia wiąże się ze skupem ponad 120 mln euro euroobligacji oraz spłatą kredytu otrzymanego z Banku Światowego – ok. 100 mln USD. Te działania nie tylko obniżyły w znaczący sposób poziom długu firmy, ale w dużym stopniu przyczyniły się do obniżenia kosztu jego obsługi i znaczącej redukcji ekspozycji na ryzyko kursowe i stopy procentowej. W efekcie tych i pozostałych zrealizowanych działań poziom zabezpieczenia ryzyka kursowego istniejącego zadłużenia poprawił się w analizowanym okresie o 50%. Dodatkowo należy podkreślić, iż spółka, decydując się na refinansowanie niektórych z wymagalnych swoich zobowiązań, kieruje się przede wszystkim analizą opłacalności takiej decyzji oraz bierze pod uwagę poziom ryzyka rynkowego z nią związanego.

Bardzo często poruszaną sprawą jest kwestia euroobligacji i związanego z nimi ryzyka płynności, tzw. rating trigger. W przypadku PGNiG S.A. jest to opcja dająca inwestorom prawo do wcześniejszego wykupu długu w przypadku obniżenia ocen ratingowych firmy poniżej poziomu inwestycyjnego. Spółka w 2001 roku wyemitowała obligacje na kwotę 800 mln euro z wbudowaną tego typu opcją. Z uwagi na to, że część środków uzyskanych z emisji nie znajdowała wykorzystania, władze spółki zdecydowały o częściowym przedterminowym jej wykupie. W efekcie dokonano skupu ponad 120 mln euro, uzyskując przy tym średnią cenę wykupu poniżej nominalnej wartości obligacji. Działanie to należy uznać za spory sukces spółki. Niezależnie od spadającego poziomu zadłużenia z tego tytułu, firma była nadal pod silną presją ze strony agencji ratngowych oczekujących definitywnego rozwiązania kwestii płynnościowej związanej ze wspomnianym już rating triggerem. W stosunkowo krótkim czasie PGNiG S.A. udało się zaaranżować kredyt, którego jednym z celów jest zabezpieczenie środków pieniężnych na wykup euroobligacji w przypadku zaistnienia warunków pozwalających zrealizować obligatariuszom wspomnianą opcję inwestorską. W rezultacie działanie to oddaliło potencjalny kryzys płynnościowy oraz powinno się przyczynić do poprawienia nastawienia firm ratingowych do spółki. Transakcję tę, jedną z największych przeprowadzonych w ostatnich latach w Europie Środkowo-Wschodniej, można jednocześnie uznać za wyraz zaufania, jakim obdarzają naszą firmę renomowane krajowe i międzynarodowe instytucje finansowe.

Jednocześnie należy podkreślić, że efekty tych działań nie mogłyby być osiągnięte, gdyby nie wysiłek firmy w zakresie redukcji kosztów i racjonalizacji innych wydatków, co zaowocowało m.in. wyraźną poprawą standingu finansowego spółki. Po 3-letnim okresie strat, PGNiG wyraźnie poprawiło swoje wyniki w latach 2002-2003 osiągając zysk brutto na poziomie ponad 500 mln PLN w 2002 r. i ponad 400 mln zysku brutto za 10 miesięcy 2003 r.

Czego chcieliby panowie życzyć pracownikom PGNiG z okazji zbliżających się świąt?

Marek Kossowski: Wszystkim pracownikom Grupy Kapitałowej PGNiG i pracowniczym rodzinom życzymy radosnego przeżywania Świąt Bożego Narodzenia w zdrowiu i pełnej ciepła świątecznej atmosferze. Niech nowy 2004 rok spełni wszystkie Wasze zamysły i oczekiwania. Składamy Wam życzenia bezpiecznej i spokojnej pracy, sukcesów zawodowych, wytrwałości – mimo trudów dnia codziennego, satysfakcji z wykonywanej profesji i wszelkiej pomyślności osobistej. Niech w Waszych domach nie zabraknie w Nowym Roku zrozumienia i rodzinnego ciepła.

Rozmawiał KS

 

• Informacje o Polskim Górnictwie Naftowym i Gazownictwie S.A.