text_structure.xml
59.8 KB
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
69
70
71
72
73
74
75
76
77
78
79
80
81
82
83
84
85
86
87
88
89
90
91
92
93
94
95
96
97
98
99
100
101
102
103
104
105
106
107
108
109
110
111
112
113
114
115
116
117
118
119
120
121
122
123
124
125
126
127
128
129
130
131
132
133
134
135
136
137
138
139
140
141
142
143
144
145
146
147
148
149
150
151
152
153
154
155
156
157
158
159
160
161
162
163
164
165
166
167
168
169
170
171
172
173
174
175
176
177
178
179
180
181
<?xml version='1.0' encoding='utf-8'?>
<teiCorpus xmlns="http://www.tei-c.org/ns/1.0" xmlns:xi="http://www.w3.org/2001/XInclude">
<xi:include href="PPC_header.xml" />
<TEI>
<xi:include href="header.xml" />
<text>
<body>
<div xml:id="div-1">
<u xml:id="u-1.0" who="#TadeuszAziewicz">Otwieram posiedzenie Komisji. Witam przedstawicieli rządu i wszystkich gości.</u>
<u xml:id="u-1.1" who="#TadeuszAziewicz">Stwierdzam przyjęcie protokołu z poprzedniego posiedzenia, do którego nikt nie wniósł zastrzeżeń.</u>
<u xml:id="u-1.2" who="#TadeuszAziewicz">W porządku obrad mamy dwa punkty. Po konsultacji w prezydium postanowiliśmy zaproponować zmianę kolejności punktów zawartych w pierwotnym porządku. Rozpoczęlibyśmy od uchwały Senatu w sprawie ustawy o zmianie ustawy o komercjalizacji i prywatyzacji oraz ustawy o zasadach nabywania od Skarbu Państwa akcji w procesie konsolidacji spółek sektora elektroenergetycznego. Dotyczy ona bardzo wąskiego zagadnienia, dokładnie omówionego w trakcie debaty sejmowej. Myślę, że nie zajmie nam to dużo czasu. Strategia PGNiG to obszerniejszy temat.</u>
<u xml:id="u-1.3" who="#TadeuszAziewicz">Jeżeli nie usłyszę sprzeciwu, uznam, że Komisja przyjęła porządek obrad w proponowanym kształcie. Sprzeciwu nie słyszę. Stwierdzam przyjęcie porządku dziennego.</u>
<u xml:id="u-1.4" who="#TadeuszAziewicz">Przystępujemy do realizacji punktu pierwszego. Proszę pana przewodniczącego Karpińskiego o przedstawienie nam uchwały Senatu.</u>
</div>
<div xml:id="div-2">
<u xml:id="u-2.0" who="#WłodzimierzKarpiński">Uchwała Senatu RP z 4 grudnia 2008 r. „Senat, po rozpatrzeniu uchwalonej przez Sejm na posiedzeniu w dniu 21 listopada 2008 r. ustawy o zmianie ustawy o komercjalizacji i prywatyzacji oraz ustawy o zasadach nabywania od Skarbu Państwa akcji w procesie konsolidacji spółek sektora elektroenergetycznego, wprowadza do jej tekstu następującą poprawkę: w art. 1 skreśla się pkt 3.”</u>
<u xml:id="u-2.1" who="#WłodzimierzKarpiński">Chodzi o wyłączenie Polskiej Żeglugi Morskiej z grona przedsiębiorstw podlegających komercjalizacji. Było to wielokrotnie postulowane także na tej sali i w trakcie dyskusji w Sejmie. Nie trzeba uzasadniać tej poprawki.</u>
</div>
<div xml:id="div-3">
<u xml:id="u-3.0" who="#TadeuszAziewicz">Czy rząd chce wypowiedzieć się w tej kwestii? Widzę, że nie chce.</u>
<u xml:id="u-3.1" who="#TadeuszAziewicz">Przystępujemy zatem do głosowania. Kto jest za pozytywnym zaopiniowaniem poprawki senackiej przedstawionej przez pana posła Karpińskiego?</u>
<u xml:id="u-3.2" who="#TadeuszAziewicz">Stwierdzam, że poprawka została zarekomendowana pozytywnie 14 głosami, jednomyślnie.</u>
<u xml:id="u-3.3" who="#TadeuszAziewicz">Proponuję, aby sprawozdawcą pozostał poseł Karpiński. Czy ktoś jest przeciwny? Nie słyszę.</u>
<u xml:id="u-3.4" who="#TadeuszAziewicz">Przechodzimy do realizacji Puntu drugiego porządku dziennego. Panie ministrze, oddaję panu głos.</u>
</div>
<div xml:id="div-4">
<u xml:id="u-4.0" who="#KrzysztofŻuk">Strategia spółki PGNiG była prezentowana szeroko. Założenia były przekazywane akcjonariuszom. Materiał przekazany Komisji jest zwięzłym omówieniem tej strategii. O jej przedstawienie poproszę pana prezesa Michała Szubskiego.</u>
</div>
<div xml:id="div-5">
<u xml:id="u-5.0" who="#MichałSzubski">Jest mi miło, że przed takim forum możemy przedstawić założenia naszego myślenia o przyszłości grupy kapitałowej PGNiG, przedsiębiorstwa o dużym znaczeniu dla gospodarki państwa i ludności. Przygotowaliśmy materiał, który nie wzbudzi zapewne zaskoczenia bardzo ekstrawaganckimi planami. Został on przygotowany przez służby wewnętrzne firmy, nie przez konsulting. To zarys tego, co chcielibyśmy zrobić do 2015 r. Zakłada bardzo duży wysiłek inwestycyjny, przede wszystkim w zakresie poszukiwania i zagospodarowania złóż gazu ziemnego i ropy naftowej w Polsce, ale również w zakresie prowadzenia prac poszukiwawczych za granicą, aby w coraz szybszym wyścigu do zasobów naturalnych na świecie także PGNiG wzięło udział.</u>
<u xml:id="u-5.1" who="#MichałSzubski">Proszę wiceprezesa Dudzińskiego o zaprezentowanie syntetycznie strategii spółki.</u>
</div>
<div xml:id="div-6">
<u xml:id="u-6.0" who="#RadosławDudziński">Przedstawianą prezentację otrzymali państwo w wersji papierowej. Potem jesteśmy gotowi odpowiedzieć na wszystkie pytania.</u>
<u xml:id="u-6.1" who="#RadosławDudziński">Naszą aspiracją jest, aby do 2015 r. przekształcić PGNiG ze spółki jednoproduktowej, bo głównym naszym produktem jest gaz ziemny, choć wydobywamy też ropę naftową, ale jej nie przetwarzamy, w koncern multienergetyczny, w którym oprócz gazu ziemnego pojawią się dodatkowe produkty: energia elektryczna, ciepło, w tym dystrybucja i obrót energią elektryczną, szersze wyjście na rynki energetyczne, bycie graczem na rynkach zagranicznych, jeśli chodzi o zakup i sprzedaż gazu ziemnego i ropy naftowej.</u>
<u xml:id="u-6.2" who="#RadosławDudziński">Strategia spółki zbudowana jest na sześciu filarach. Jest to: rozwój działalności handlowej, czyli rozbudowa rynku gazu ziemnego, zapewnienie dostaw gazu ziemnego do Polski, w tym dywersyfikacja, rozwój działalności poszukiwawczo-wydobywczej, budowa i rozbudowa pojemności magazynowych, podniesienie rentowności w obszarze dystrybucji i poszerzenie obszarów i skali działalności, to wszystko wsparte stałą poprawą efektywności działania grupy kapitałowej. Kolejne slajdy są poświęcone każdemu z tych filarów.</u>
<u xml:id="u-6.3" who="#RadosławDudziński">Pierwszym jest rozwój rynku gazu ziemnego w kraju, niezbędny w kontekście naszych planów dywersyfikacyjnych realizacji projektów, w wyniku których mają pojawić się istotne ilości gazu z innych kierunków, niż dziś dominujący kierunek wschodni. Wymaga to rozbudowy rynku. Chcemy utrzymać dominującą pozycję na rynku, rozwijać rynek klientów małych i średnich, jak również odbiorców przemysłowych. Przyszłości upatrujemy w sektorze elektroenergetycznym. Wyzwaniem w tym obszarze jest zapewnienie rentowności tej działalności. Przy dzisiejszych uwarunkowaniach regulacyjnych dużym problemem jest prowadzenie działalności z zyskiem. Nastąpiło duże rozwarcie pomiędzy ceną zakupu paliwa gazowego z importu a ceną taryfową, co będzie mieć negatywny wpływ na wyniki PGNiG. Ważna jest też poprawa oferty produktowej i opracowanie spójnej polityki handlowej. Grupa kapitałowa jest po kolejnych przekształceniach i centralizacji obszaru handlu. Celem jest, aby z dzisiejszego poziomu zużycia ok. 14 mld m3 sprzedaż osiągnęła w 2015 r. ok. 18,4–18,5 mld m3 gazu.</u>
<u xml:id="u-6.4" who="#RadosławDudziński">Na kolejnym slajdzie są kwestie regulacyjne, więc pominiemy go i ewentualnie odpowiemy na pytania, ponieważ na prezentację mamy ok. 15–20 minut.</u>
<u xml:id="u-6.5" who="#RadosławDudziński">Kolejny filar to zapewnienie dostaw gazu ziemnego, w tym temat dywersyfikacji. Chciałbym go podzielić na dwa horyzonty czasowe. Doskonale znany państwu problem roku 2010, gdyż pod koniec 2009 r. może, ale nie musi wygasnąć umowa z Rosukrenergo, więc do 1 stycznia 2010 r. możliwości działań PGNiG w zakresie budowy nowej infrastruktury są bardzo ograniczone, więc główny nacisk położony będzie na negocjacje z partnerami ze Wschodu. Dostawy z tego kierunku po 2013–2014 r., a jest to moment, w którym powinny się pojawić dodatkowe nowe możliwości dostaw gazu z dużych projektów dywersyfikacyjnych, tj. terminal LNG, połączenie ze Skandynawią.</u>
<u xml:id="u-6.6" who="#RadosławDudziński">Efektem naszej aktywności na rynkach międzynarodowych, choćby szerszego wyjścia w działalności poszukiwawczo-wydobywczej, jest m.in. prowadzenie międzynarodowego tradingu ropą i gazem ziemnym. U dołu prezentujemy dzisiejszą strukturę pozyskania gazu przez PGNiG. Produkcja własna to 31%, kierunek zachodni to 6%, a kierunek wschodni – 63%. Chcielibyśmy, aby w 2015 r. móc się pochwalić strukturą, w której produkcja własna to nadal 30%, kierunek północny i zachodni, w tym LNG, to kolejne 30% i kierunek wschodni to 40%. Gaz rosyjski jest nadal w największym portfelu, ale mamy alternatywę i chcemy sprowadzać inny gaz. W założeniu jest on gazem najtańszym, więc świadomie korzystamy z tego, że mamy źródło tańszego gazu, ale posiadamy możliwości kupna gazu z innego kierunku.</u>
<u xml:id="u-6.7" who="#RadosławDudziński">W projekcie norweskim Skanled PGNiG jest jednym z członków konsorcjum do budowy tego gazociągu. Decyzja inwestycyjna ma zapaść w październiku przyszłego roku. Następnie przez system duński, który będzie rozbudowywany przez duńskiego operatora systemu przesyłowego Energinet do wlotu do gazociągu Baltic Pipe i następnie tym gazociągiem na polskie wybrzeże. W tej chwili trwają przygotowania do badania dna morskiego. Baltic Pipe to gazociąg łączący polskie wybrzeże z wybrzeżem Danii. Planowana przepustowość to 3 mld m3, nakłady 430–450 mln euro. Drugi projekt, który będzie w dalszym ciągu realizowany przez spółkę polską LNG oraz spółkę zależną od OGP Gaz System, od strony technicznej się nie zmienia. Pierwsza faza planowana między 2,5 a 5 mld m3 gazu rocznie, wsparta dwoma zbiornikami o pojemności 160 tys. m3 na wybrzeżu. Możliwość dostawy gazu skroplonego statkami o pojemności do 216 tys. m3, lokalizacja w Świnoujściu.</u>
<u xml:id="u-6.8" who="#RadosławDudziński">Te dwa duże projekty mają określone wyzwania, wystarczy spojrzeć na połączenie z szelfem norweskim, to mówimy praktycznie o trzech projektach, gdzie ich realizacja nie zależy wyłącznie od woli PGNiG czy OGP Gaz System, ponieważ w Skanled posiadamy 15%, a decyzje będą podejmowane przez konsorcjum. Jeśli zaś chodzi o system duński, jest to suwerenna decyzja operatora duńskiego. Mamy świadomość, że w ramach tych projektów mogą pojawić się niekorzystne dla naszej strony ryzyka, choćby takie jak opóźnienie projektu, przesunięcie w czasie. Dlatego postanowiliśmy uzupełnić te dwa duże projekty dywersyfikacyjne projektami uzupełniającymi, na które składają się interkonektory, czyli połączenia z systemami krajów ościennych. Nie mówię o ścianie wschodniej, bo tam połączenia są dobrze rozbudowane, lecz o ścianie zachodniej, o połączeniu w okolicach Szczecina z pierścieniem berlińskim i o połączeniu na południu z tzw. systemem morawskim w okolicach Cieszyna, które w przyszłości może być rozbudowywane. Dane o tych dwóch połączeniach: połączenie na zachodzie – długość 140–160km, po stronie polskiej trasa wytyczona, po stronie niemieckiej trwają prace nad trasami alternatywnymi, ciśnienie po stronie polskiej 8,4 MPa, po stronie niemieckiej 10 MPa, gazociąg o średnicy 700 mm. Projekt spina się przy transporcie 1,5 mld m3 na rok, po wybudowaniu tłoczni istnieje możliwość zwiększenia transportu do 3 mld m3. Połączenie na południu: na dole mamy mały import, który może pojawić się już od 1 października 2010 r., po stronie polskiej projekt gotowy, problemy są po stronie czeskiej, bo wygasły zgody właścicieli ziemskich, w tej chwili czeski operator odnawia je, za pomocą tego połączenia można będzie transportować ok. 400–500 mln m3 na rok, ale planujemy, aby to połączenie przekształcić w większe, umożliwiające nam wymianę gazu z hubem w Baumgarten o docelowej przepustowości 3 mld m3 rocznie. Prace toczą się równolegle nad połączeniami przez Czechy i przez Słowację.</u>
<u xml:id="u-6.9" who="#RadosławDudziński">Jednym z najważniejszych filarów tworzących wartość grupy kapitałowej PGNiG jest zwiększanie wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej. Celem jest, aby do 2015 r. z zasobów krajowych i zasobów posiadanych za granicą osiągnąć poziom wydobycia 6,2 mld m3 gazu ziemnego i ok. 1,8 mln ton ropy, z czego planujemy w kraju wydobycie na poziomie 4,5 mld m3 gazu i ok. 1 mln ton ropy naftowej. Pierwszego zagranicznego wydobycia spodziewamy się w 2011 r. Chcielibyśmy, aby w całym okresie obowiązywania strategii, w okresach pięcioletnich wskaźnik odnawialności zasobów wynosił minimum 110%. Chcielibyśmy też pozostać dominującym graczem na rynku polskim z obszarami koncesyjnymi rzędu 45–50 tys. km2.</u>
<u xml:id="u-6.10" who="#RadosławDudziński">W obszarze tym przewidujemy także racjonalizację działań polegającą na restrukturyzacji spółek zależnych świadczących usługi dla obszaru poszukiwań oraz rozbudowę naszej pozycji na rynku międzynarodowym. Chcemy się skupić na rynkach kluczowych. Jesteśmy na nich dziś obecni, to Norwegia, Dania, Libia, Egipt i Algieria. To obszar Morza Norweskiego i Afryka północna. Jeśli pojawią się ciekawe projekty, nie wykluczamy zaangażowania się w kilku innych krajach – Wielka Brytania, bo to obszar Morza Północnego, Niemcy, bo to nasz sąsiad i struktury geologiczne zbliżone do występujących w Polsce zachodniej. Z tego kraju otrzymujemy propozycje wspólnych przedsięwzięć, a z uwagi na sąsiedztwo możliwy jest transport gazu do Polski. Mowa jest też o bardziej odległych krajach – Tunezji, Maroku, Indiach czy Pakistanie. Chcielibyśmy, aby przez cały okres obowiązywania strategii nasze spółki serwisowe utrzymały pozycję, którą dziś posiadają na rynku cenionych dostawców usług.</u>
<u xml:id="u-6.11" who="#RadosławDudziński">Kolejny filar bardzo mocno związany z bezpieczeństwem energetycznym to rozbudowa bazy magazynowej – obszar dość istotnie zaniedbany w latach poprzednich. W tej chwili dysponujemy pojemnością magazynową 1,7 mld m3, z czego część jesteśmy zobowiązani przeznaczyć na tzw. rezerwę strategiczną będącą w dyspozycji ministra gospodarki, to blisko 300 mln m3. Do naszej działalności handlowej równoważenia sezonowości poboru gazu pomiędzy sezonami zimowym i letnim pozostaje jedynie 1,4 mld m3. Do 2015 r. chcemy zwiększyć te pojemności o ponad 2 mld m3. W tej chwili finalizujemy prace dotyczące powołania operatora systemu magazynowego. Struktura wewnętrzna została utworzona, wystąpiliśmy z wnioskiem do prezesa Urzędu Regulacji Energetyki o wyznaczenie tego oddziału na operatora. Chcemy rozpocząć świadczenie usług na zasadach komercyjnych najwcześniej, jak tylko taka usługa może się pojawić, czyli ok. 2012 r. Do tego czasu będzie narastać deficyt pojemności magazynowych. Prezentujemy państwu posiadaną dziś infrastrukturę magazynową, jak też projekty, nad którymi pracujemy. Rozbudowywane są w tej chwili trzy magazyny: Strachocina, Wierzchowice i Mogilno. W tej ostatniej miejscowości płukane są dwie kawerny solne, w przygotowaniu są kolejne dwie. W magazynie Wierzchowice w tym roku zarząd rozstrzygnął przetarg na budowę części napowierzchniowej o wartości 1,4 mld zł. Magazyn Strachocina jest rozbudowywany własnymi siłami grupy, zadanie powierzono do realizacji konsorcjum złożonemu ze spółek należących do PGNiG S.A. Finalizujemy także prace przygotowawcze do budowy magazynu Kosakowo. Pojawiły się tam pewne problemy dotyczące kwestii środowiskowych, ale szczęśliwie zostały one w ostatnim czasie rozwiązane. W planach jest też budowa dwóch niewielkich magazynów gazu zaazotowanego – Daszewo i Bonikowo.</u>
<u xml:id="u-6.12" who="#RadosławDudziński">Harmonogram przyrostu pojemności pokazuje deficyt, ponieważ dopiero w 2015 r. powinna pojawić się nadwyżka tych pojemności. W 2012 r. różnica zaczyna dopiero istotnie maleć. W latach 2009–2010 będzie duży deficyt, więc pojemności mogą okazać się niewystarczające, nawet dla zaspokojenia potrzeb klientów PGNiG S.A.</u>
<u xml:id="u-6.13" who="#RadosławDudziński">Kolejny filar dotyczy koncentracji na poprawie funkcjonowania sześciu spółek dystrybucyjnych, sześciu operatorów systemów dystrybucyjnych. Jest to zarówno poprawa rentowności w tym obszarze, poprzez stopniowe dochodzenie w uzgodnieniu z regulatorem do gwarantowanej przez prawo energetyczne stopy zwrotu na zainwestowanym kapitale, jak też racjonalizacja kosztów działalności, obniżenie kosztów własnych. Dużą wagę przywiązujemy do rozwoju sieci dystrybucyjnej. Jest to najbardziej widoczne z punktu widzenia obywatela. Spółki wyselekcjonowały obszary, na których sieć będzie rozbudowywana, tam gdzie dziś jest głównie zagęszczana.</u>
<u xml:id="u-6.14" who="#RadosławDudziński">Kolejny filar to ekspansja na nowe obszary działalności. Chcielibyśmy prowadzić i prowadzimy prace w kierunku poszerzenia łańcucha wartości o elektroenergetykę. W pierwszej kolejności myślimy o wytwarzaniu energii elektrycznej. Naturalna synergia, bo wytwarzanie oparte będzie na gazie ziemnym, który dostarczamy. Przyglądamy się też możliwościom optymalizacji energii przez całą grupę kapitałową PGNiG, budujemy kompetencje, jeśli chodzi o składowanie CO2 w strukturach podziemnych. Pracujemy koncepcyjnie nad zgazowywaniem węgla. Decyzja inwestycyjna uzależniona jest oczywiście od analiz ekonomicznych. Analizujemy przedsięwzięcia z sektorem wielkiej syntezy chemicznej, a także współpracujemy z naszymi firmami petrochemicznymi nad wybranymi projektami.</u>
<u xml:id="u-6.15" who="#RadosławDudziński">Jeśli chodzi o reorganizację w ramach grupy kapitałowej, to jest to optymalizacja grupy kapitałowej, oczyszczenie jej ze spółek, które są nieistotne dla podstawowej działalności PGNiG, restrukturyzacja spółek świadczących usługi na rzecz sektora poszukiwań i wydobycia, konsolidacja spółek zaplecza i racjonalizacja kosztów poprzez wybrane działania procesów i funkcji. Dużą wagę przywiązujemy do zapewnienia spółce kwalifikowanej kadry. Borykamy się z problemem typowym dla większości branż przemysłu tradycyjnego. Nastąpiła bowiem przerwa pokoleniowa, większość doświadczonej kadry to osoby powyżej 50 roku życia, zwłaszcza jeśli chodzi o sektor poszukiwań i wydobycia, nowa kadra wchodząca na rynek to osoby poniżej 30 roku życia. Równocześnie prowadzone są działania w zakresie wdrażania strategii IT. Jest to proces polegający na udoskonaleniu tego, co mamy, czyli finalizowaniu rozpoczętych, ale niezakończonych projektów dotyczących wdrożenia systemu w ramach grupy kapitałowej.</u>
<u xml:id="u-6.16" who="#RadosławDudziński">Nowy slajd specjalnie przygotowany na posiedzenie Komisji pokazuje, że do 2015 r. łączne nakłady grupy kapitałowej na realizację tej strategii szacowane są na ok. 32 mld zł. Zapewne kiedy przeglądali państwo materiały, uwagę państwa zwróciło mocne zaakcentowanie rynków zagranicznych, projektów na pograniczu systemu polskiego i skandynawskiego, więc ten slajd ma pokazać, że tradycyjna nasza działalność nie zawsze jest przedmiotem dyskusji, ale jest to ta działalność, na którą idzie gros naszych nakładów. Inwestycje krajowe w zakresie poszukiwań i wydobycia gazu i ropy naftowej w kraju, obrót i magazynowanie to praktycznie 17,5 mld zł, dystrybucja, czyli programy inwestycyjne sześciu operatorów systemów dystrybucyjnych – 7 mld zł, a więc łącznie na projekty krajowe przewidziano 24 mld zł. Pozostałe projekty inwestycyjne są to środki zalokowane na rozszerzanie łańcucha wartości, czyli projekty w sektorze elektroenergetycznym, a więc także projekty realizowane w Polsce, podejmowane z sektorem chemicznym lub petrochemicznym. Inwestycje strategiczne to kwota 5 mld zł i tu kryją się głównie nasze projekty zagraniczne. Jest to poszukiwanie i zagospodarowanie złóż, połączenia transgraniczne i inwestycja w Skanlet, czyli gazociąg umożliwiający dostawy z szelfu norweskiego do Polski.</u>
<u xml:id="u-6.17" who="#RadosławDudziński">Chętnie odpowiemy na wszystkie pytania.</u>
</div>
<div xml:id="div-7">
<u xml:id="u-7.0" who="#TadeuszAziewicz">Dziękuję. Otwieram dyskusję.</u>
</div>
<div xml:id="div-8">
<u xml:id="u-8.0" who="#EdwardCzesak">Na jakiej podstawie prognozy rozwoju sektora gazowego, kierunków polityki państwa, w tym prognozy popytu na gaz były uwzględnione w tej strategii? Czy uwzględniono zapotrzebowanie związane z energetyką, o której była tu mowa w odniesieniu do bloków powyżej 100 MW?</u>
<u xml:id="u-8.1" who="#EdwardCzesak">W kontekście pojawiających się informacji o trudnościach w dogadaniu się z Gazpromem odnośnie uzupełnienia dostaw gazu od 2010 r. o brakujące 2,5 mld m3, chcę zapytać, w jaki sposób strategia to uwzględnia oraz które jej elementy będą korygowane, jeśli porozumienie z Gazpromem nie będzie możliwe albo za gaz będzie trzeba zapłacić znacznie więcej? Czy ta strategia w jakiś sposób odnosi się do działań w zakresie tego najważniejszego gazowego kontraktu jamalskiego, który wygasa w 2022 r.? Z mojej wiedzy wynika, że kontrakt był zmodyfikowany aneksem z czerwca 2003 r. Uzgodniono wówczas ilości odebranego gazu do 2022 r.: w 2007 r. – 7,1 mld m3, w 2008 r. i 2009 r. – 7,3 mld m3, 2010–2014 r. – 8 mld m3 i 2015–2022 r. – 9 mld m3. Do 2009 r. ilości gazu mogły ulegać zmianom na wniosek PGNiG, do plus-minus 10%. Jak należy to rozumieć? Czy w tej sprawie były jakieś działania ze strony PGNiG? W 2008 r. można było takiej korekty dokonać. Czy PGNiG rozważało możliwość skorzystania z tej formuły kontraktu jamalskiego?</u>
<u xml:id="u-8.2" who="#EdwardCzesak">Kolejne pytanie dotyczy położenia akcentu na rozwój działalności poszukiwawczo-wydobywczej, zwiększenie wydobycia gazu ziemnego i ropy. To wymaga bardziej ekspansywnego programu inwestycyjnego na terenie Polski, szczególnie w obszarze poszukiwań. W obecnym kształcie strategia nie gwarantuje wzrostu udokumentowanych zasobów krajowych. Zbyt duże zaangażowanie zasobów PGNiG w poszukiwania poza granicami państwa może w perspektywie wpłynąć na ograniczenie wydobycia krajowego. Tu posłużę się wiedzą, którą posiadam, ale jeśli nie jest to wiedza pełna, proszę mnie sprostować. Wygląda na to, że w tej chwili poza granicami kraju pracuje ponad 20 urządzeń na 60, które w tej chwili są w posiadaniu spółek grupy kapitałowej PGNiG. W kraju pracuje mniej niż 40 urządzeń do wierceń. Są to wszystko przestarzałe urządzenia, piętnastoletnie, a nawet trzydziestoletnie, które w dobie dzisiejszych działań eksploatacyjnych muszą być bardziej nowoczesne, co wymaga doinwestowania.</u>
<u xml:id="u-8.3" who="#EdwardCzesak">Szacuje się, że dochody z kontraktów zagranicznych będą na poziomie 80% i to dobrze, ale działania wydobywcze i poszukiwawcze np. na terenie Kazachstanu służą tamtemu rynkowi, jeśli chodzi o zatrudnienie i korzyść naszego kraju z tego jest mała. Zwiększenie wydobycia na terenie Polski ze złóż, które wcześniej są udokumentowane, z 4,3 mld do 6,2 mld m3 gazu jest najbardziej wskazane, ale trzeba w strategii ująć bardziej konkretne działania w tym zakresie. Wspomniano tu o braku kadry. Szkolnictwo zostało w przeszłości zmienione w zakresie kształcenia w podstawowym zawodzie wiertnika. Chodzi o fachowców, którzy fizycznie będą prowadzić prace wiertnicze i w perspektywie pozwoli to na zwiększenie wydobycia.</u>
<u xml:id="u-8.4" who="#EdwardCzesak">W strategii wspomniano o konsolidacjach serwisowych. Wydaje się, że jeśli chodzi o spółki geofizyczne, wiertnicze jest to słuszne. Natomiast dziwi mnie, że Ministerstwo Skarbu Państwa odchodzi od wcześniejszych zapowiedzi prywatyzacji spółek, które funkcjonują w różnych branżach w ramach grupy kapitałowej PGNiG. Mam na myśli projekt konsolidacji spółek budowlano-montażowych, co w dalszej perspektywie nie jest najszczęśliwszym rozwiązaniem, ponieważ ograniczy to konkurencję, więc w strategii nie uda się zrealizować planu obniżenia kosztów. Dzisiaj często zarząd decyduje o kontraktach z wolnej ręki, adresując je do spółek zależnych, a rozstrzygane w takiej formie przetargi nigdy nie zapewnią optymalnych kosztów realizacji danych zadań inwestycyjnych.</u>
<u xml:id="u-8.5" who="#EdwardCzesak">Ostatnia sprawa, na którą chcę zwrócić uwagę wiąże się z pytaniem, czy nie jest zbyt ryzykowne pójście strategicznej spółki polskiej, czyli PGNiG, w kierunku chemii? Jest to obszar, który wydaje się być obciążony dużym ryzykiem. Byłbym bardziej skłonny skierować zainteresowanie np. na grupę Lotos i w tym obszarze się poruszać.</u>
</div>
<div xml:id="div-9">
<u xml:id="u-9.0" who="#SławomirNitras">Chciałbym także zapytać o plany tworzenia konsorcjum czy kooperacji z zakładami w Policach i w Puławach. Czy jest to koncepcja na etapie rozważań, czy też wyszła ona już poza etap pomysłów ministerstwa? Jakie jest nastawienie PGNiG, bo wiadomo, że ministerstwo próbuje połączyć dużych odbiorców gazu z dystrybutorem gazu?</u>
<u xml:id="u-9.1" who="#SławomirNitras">Według posiadanych przez nas informacji obecnie trwa proces przenoszenia kwestii związanych z budową gazo portu do spółki OGP Gaz System. Jak ten proces przebiega? Czy PGNiG będzie mieć wpływ na ten terminal w chwili, gdy zostanie on przekazany całkowicie? Czy to zostanie przekazana spółka LNG, czy już jest przekazana?</u>
<u xml:id="u-9.2" who="#SławomirNitras">W strategii mówią państwo w przypadku terminala LNG o trzech fazach. Pamiętam taki dokument sprzed kilku miesięcy, gdzie te fazy miały daty, a tu ich nie ma. Czy to przypadek, czy też terminy uległy zmianie? Czy można prosić o podanie takich terminów?</u>
<u xml:id="u-9.3" who="#SławomirNitras">Czy prowadzą państwo negocjacje związane z kontraktami na dostawy gazu do gazoportu?</u>
</div>
<div xml:id="div-10">
<u xml:id="u-10.0" who="#AndrzejCzerwiński">Czy długofalowe plany są uzgodnione i skoordynowane z ministrem gospodarki? Pytam, ponieważ na początku usłyszeliśmy, że celem jest zbudowanie silnego koncernu energetycznego, zachowanie dominującej pozycji na polskim rynku. Z historii znamy to, był koncern, była dominująca pozycja PGNiG, a gospodarka wymagała konkurencji na rynku w interesie odbiorcy gazu. Czy więc ta strategia jest konsultowana i skoordynowana z działaniami ministra gospodarki?</u>
</div>
<div xml:id="div-11">
<u xml:id="u-11.0" who="#EugeniuszKłopotek">Gdyby pozwolić państwu urynkowić ceny gazu u końcowego odbiorcy, czy istnieją symulacje, na ile rynek, nie uciekając od gazu, wytrzymałby podwyżkę ceny gazu?</u>
</div>
<div xml:id="div-12">
<u xml:id="u-12.0" who="#JózefRojek">Mam pytanie dotyczące wytwarzania energii. Czy w ostatecznej kalkulacji to się opłaca? Póki co tanim źródłem energii jest na dziś węgiel, gaz jest trochę droższy. Rozumiem, że są przymiarki do rozwiązań awaryjnych, uruchamia się turbiny gazowe, ale podstawowym surowcem jest nadal węgiel. Jak to jest?</u>
<u xml:id="u-12.1" who="#JózefRojek">Drugie pytanie dotyczy ostatniej informacji o nakładach na inwestycje. To 32 mld zł. Czy PGNiG ma już projekty, na podstawie których oszacowano te koszty?</u>
</div>
<div xml:id="div-13">
<u xml:id="u-13.0" who="#AndrzejNehrebecki">Wspomnieli panowie, że PGNiG chce inwestować w budowę nowych źródeł wytwarzania w elektroenergetyce. Czy chodzi tu o moce szczytowe, szczególnie w północnej części kraju, czy są inne plany dotyczące większych inwestycji w tym obszarze?</u>
<u xml:id="u-13.1" who="#AndrzejNehrebecki">Drugie pytanie dotyczy magazynów gazu. W przedstawionym materiale napisano, że obecnie PGNiG jest właścicielem wszystkich magazynów gazu, a w przyszłości chce być liderem w tym obszarze. W związku z tym chcę zapytać, czy znani są państwu potencjalni znaczący inwestorzy, którzy chcą budować w Polsce magazyny gazu?</u>
</div>
<div xml:id="div-14">
<u xml:id="u-14.0" who="#MarekSuski">Ograniczę się do pytań dotyczących strategii inwestycji w sektor chemiczny. O ile mnie pamięć nie myli, niedawno zostały zakupione znaczące udziały w firmach chemicznych, w tarnowskich Azotach. Czy to jest element strategii? PGNiG ma teraz udziały w firmach chemicznych, więc w jaki sposób będzie nadzorowana realizacja inwestycji za pieniądze pozyskane z tzw. prywatyzacji? Czy to jest strategią PGNiG, żeby inwestować w takie firmy? Na jakim etapie z waszego punktu widzenia jest nowy produkt czy też dokończenie cyklu technologicznego w tarnowskich Azotach? Jak to nadzorujecie? Jakim elementem strategii jest ta inwestycja? Czy też decyzja ta nie jest wynikiem przemyślanej strategii, a wynikiem wskazań resortu Skarbu Państwa, że należy wesprzeć tę prywatyzację, która była zagrożona całkowitą klapą?</u>
<u xml:id="u-14.1" who="#MarekSuski">Prosiłbym o informację na temat strategii nie tylko rozwoju samego gazownictwa, ale też tej inwestycji. Czy jest to element jakiegoś planu i czy jest coś więcej na temat planu kontroli funkcjonowania zakładów, gdzie zostały zainwestowane duże pieniądze z waszej strony i samego podjęcia decyzji. Czy ta decyzja była wynikiem strategii opracowanej biznesowo czy też była to decyzja ad hoc ze względu na prośbę ministerstwa?</u>
</div>
<div xml:id="div-15">
<u xml:id="u-15.0" who="#TadeuszAziewicz">Czy są inne pytania? Nie ma. Zamykam dyskusję. Proszę o udzielenie odpowiedzi.</u>
</div>
<div xml:id="div-16">
<u xml:id="u-16.0" who="#KrzysztofŻuk">Zanim oddam głos zarządowi spółki, mam jedną generalną uwagę. Pan poseł Andrzej Czerwiński wywołał temat uzgodnień czy akceptacji strategii. Biorąc pod uwagę, że mamy tu do czynienia ze spółką o charakterze strategicznym dla gospodarki państwa, ale z drugiej strony że obowiązują nas zasady ładu korporacyjnego, a jesteśmy jednym z wielu akcjonariuszy, mówienie o uzgodnieniu z ministrem gospodarki czy ministrem Skarbu Państwa strategii spółki każe mi odpowiadać, że nie. Strategia była dyskutowana zgodnie z zasadami obowiązującymi spółki publiczne. Warto więc na nią spojrzeć od strony podstaw biznesowych formułowania celów.</u>
<u xml:id="u-16.1" who="#KrzysztofŻuk">PGNiG wkomponowuje się w politykę gazową rządu, ale cele definiuje z punktu widzenia efektywności ekonomicznej inwestycji. Stąd zasadniczo należałoby odpowiedzieć, że jeśli chce angażować się w projekty energetyczne, ma to podtekst biznesowy, jeśli PGNiG chce się angażować w chemię, w inwestycje w wielkiej syntezie chemicznej, to musi to mieć podtekst biznesowy. Ze strony ministra Skarbu Państwa nie ma tu żadnych nacisków ani rekomendacji dla PGNiG w zakresie np. dalszego angażowania w chemię. Jest to celem zapisanym w strategii, ale zależeć to będzie od tego, czy biznesowo będzie się to spółce opłacać. Mówimy tu o Puławach i Policach.</u>
<u xml:id="u-16.2" who="#KrzysztofŻuk">Widzieliśmy te spółki, przygotowując koncepcję w partnerstwie strategicznym z PGNiG, ale o tym będą decydować organy spółek, czy dostrzegą opłacalność tych projektów. W przypadku Puław warto podkreślić, że jest płaszczyzna, na której te cele strategiczne można definiować, chodzi tu o zgazowywanie węgla, gdzie doświadczenie PGNiG jest niemałe i w naturalny sposób jest ono tym zainteresowane. Jest to jednak w fazie studiów przedinwestycyjnych i trudno mówić o tym, jak to się przełoży na opłacalność tego biznesu. O tym dyskutuje się od dłuższego czasu, ale żadnych decyzji nie ma i nie będzie, jeśli okaże się, że spółki nie potrafią zdefiniować tego biznesu w sposób korzystny dla siebie.</u>
<u xml:id="u-16.3" who="#KrzysztofŻuk">Na szczegółowe pytania odpowie zarząd spółki. Ja jedynie powiem jeszcze o wyłączaniu infrastruktury strategicznej, którą dziś przesuwamy zgodnie z uchwałą Rady Ministrów i zgodnie z polityką gazową, do OGP Gaz System. Ten proces powinien być zakończony do końca roku. Spółka PLNG wszystkie zgody korporacyjne ma, umowa została podpisana, więc proces został już zakończony. Dziś za terminal gazowy w Świnoujściu odpowiada już grupa Gaz System S.A. Ten proces jest w pewnym stopniu zaawansowania. Dyskusja na temat harmonogramu realizacji i kierunków dostaw trwa, więc trudno mówić o tym dzisiaj w jakimś stopniu szczegółowości.</u>
</div>
<div xml:id="div-17">
<u xml:id="u-17.0" who="#SławomirNitras">Czy to oznacza, że właścicielem gazo portu będzie Gaz System i oni będą musieli zabezpieczać dostawy gazu?</u>
</div>
<div xml:id="div-18">
<u xml:id="u-18.0" who="#RadosławDudziński">Właścicielem gazo portu będzie spółka Polskie LNG, której stuprocentowym, jedynym właścicielem jest od kilku dni Gaz System S.A. PLNG jest odpowiedzialne za wybudowanie infrastruktury i włączenie do sieci przesyłowej, natomiast PGNiG jest widziane jako jeden z podstawowych użytkowników tego terminala. Na potrzeby własnych klientów czy utrzymania portfela dostaw musi ono zabezpieczyć dostawy do terminala. Po stronie PLNG i OGP jest jeszcze do wyjaśnienia kwestia, czy jedynym klientem może być PGNiG, czy też będzie tu procedura otwarta.</u>
<u xml:id="u-18.1" who="#RadosławDudziński">Jest to Polskie LNG sp. z o.o., która funkcjonuje od roku jako spółka celowa. Została założona na potrzeby tego projektu. Kilka dni temu została zbyta na rzecz OGP Gaz System.</u>
<u xml:id="u-18.2" who="#RadosławDudziński">Duży blok pytań dotyczył problemu gaz z energetyka oraz uwzględnienia energetyki w bilansie. Od dłuższego czasu otrzymujemy zapytania od potencjalnych klientów z sektora elektroenergetycznego, od wszystkich polskich grup energetycznych i inwestorów zagranicznych. Liczba projektów rośnie z każdym miesiącem. Przyjrzeliśmy się miejscom, które są predestynowane do tego, aby budować tam elektrownie gazowe, jest ich ograniczona liczba. Po pierwsze, musi być dostęp do struktury gazowej, po drugie – możliwość wyprowadzenia produktu, czyli energii elektrycznej i po trzecie – dostęp do źródła wody w celu chłodzenia. Szacujemy, że do 2015 r. ma szansę powstać 1600–2000 MW pracujących na gazie ziemnym. Czy stanowi to zagrożenie dla sektora energetyki węglowej? Nie. W naszej ocenie dzisiaj wysyp projektów gazowych jest spowodowany wyłącznie zaniedbaniami w sektorze elektroenergetycznym dotyczącymi przygotowaniem projektów węglowych. Czas realizacji projektu węglowego to 8–10 lat. Do tego dochodzi problem z zaopatrzeniem w węgiel, z podpisaniem wieloletnich umów na dostawy. Czas realizacji projektu gazowego to 4–5 lat. Elektrownie gazowe wpisują się więc w okres przejściowy, po którym mają szansę pojawić się duże bloki węglowe. Założeniem większości inwestorów jest, że mają one szansę pracować 4–5 tys. godzin.</u>
<u xml:id="u-18.3" who="#RadosławDudziński">Pomijam przetarg na moce szczytowe ogłoszony przez PSE-Operator, gdzie z założenia praca tych bloków ma wynosić ok. 1000 godzin w skali roku.</u>
<u xml:id="u-18.4" who="#RadosławDudziński">Rozmawiamy z inwestorami dużych bloków, rzędu 200–400 MW, jak również prowadzimy prace studyjne dotyczące możliwości złożenia oferty na rzecz PSE-Operatora. Problemem jest tu dysproporcja pomiędzy opłatami przesyłowymi w systemie gazowym, które wnosi się od stałej zamówionej mocy przez 8600 godzin w roku a przeniesieniem tych kosztów poprzez pracę 1000 godzin. Ten problem ma nie tylko PGNiG, ale każdy, kto próbuje to policzyć na blokach gazowych.</u>
<u xml:id="u-18.5" who="#RadosławDudziński">Jeśli chodzi o bilans ok. 18,5 mld m3, energetyka partycypuje w nim w ilości nie większej niż 2 mld m3. Jest to naszym zdaniem realne założenie bazujące na liczbie projektów możliwych do realizacji.</u>
<u xml:id="u-18.6" who="#RadosławDudziński">Pytano, czy projekty energetyczne są rentowne. Tak, świadczy o tym zainteresowanie prywatnego kapitału. Rentowność tych projektów może istotnie wzrosnąć w zależności od ceny pozwoleń emisyjnych CO2. Są informacje na temat pewnych ustępstw w ramach pakietu klimatycznego, co nie zmienia faktu, że 30% pozwoleń istniejąca energetyka będzie musiała kupować, a chyba wyłączenie dotyczyć będzie tylko elektrowni, w których proces inwestycyjny rozpocznie się przed końcem tego roku. Wszystkie później będą musiały wystąpić o pozwolenia emisyjne. W naszych rozważaniach nad inwestycjami, w które chcemy się zaangażować, zakładaliśmy cenę pozwolenia emisyjnego rzędu 35–39 euro za tonę CO2. Założenie jest więc dość realne, zgodne z założeniami Komisji Europejskiej, wykluczającymi działania spekulantów i windowaniu tej ceny do niebotycznych rozmiarów.</u>
<u xml:id="u-18.7" who="#RadosławDudziński">Drugi blok pytań dotyczył problemu roku 2010 i kontraktu z RUE. Trzeba tu wyjaśnić pewne sprawy. W informacji pana posła połączyły się dwa kontrakty. Kontrakt jamalski obowiązuje do 2022 r. Został on zawarty w 1996 r. Pierwsze dostawy rozpoczęły się w kwietniu 2000 r. Prawdą jest, że ten kontrakt nie wygasa, nie rodzi ryzyk na dzisiaj, obowiązuje do 2022 r. z opcją przedłużenia o 5 lat. Do tego czasu może być jeszcze kilkukrotnie wydłużany lub zmieniane mogą być dostawy. Zawiera elastyczną opcję kształtowania dostaw czy zmiany ilości dostarczanych do 2009 r. włącznie. W tej chwili PGNiG z tej opcji korzysta, nominuje maksymalne ilości dostępne pod tym kontraktem.</u>
<u xml:id="u-18.8" who="#RadosławDudziński">Rok 2010 jest tym rokiem, w którym może zabraknąć gazu z kontraktu z RUE, który jest kontraktem trzyletnim. Został zawarty jesienią 2006 r. Obowiązuje do 8.00 dnia 1 stycznia 2010 r., przy czym może być za zgodą obu stron przedłużony o dwa lata. Strona polska zgłasza chęć przedłużenia kontraktu już dzisiaj, natomiast druga strona wskazuje, że ma jeszcze czas i może to zrobić na 3 miesiące przed wygaśnięciem kontraktu. Jest to potencjalne ryzyko. Na pytanie, czy jest ono uwzględnione w strategii, odpowiadam, że nie, ponieważ mamy do czynienia z planem awaryjnym, z planem działań zaradczych. Mamy jeszcze kilkanaście miesięcy, więc trzeba kreślić plany działań i dostosowywać je do zmieniającej się sytuacji. W 2006 r., podpisując ten kontrakt, ówczesne kierownictwo miało świadomość, że podpisuje go na trzy lata. Ten czas należało wykorzystać na wybudowanie infrastruktury, która umożliwiłaby częściowe uniezależnienie się od szantażu drugiej strony czy stawiania przez nią warunków trudnych do przyjęcia. Tak się nie stało. Obecny zarząd, obejmując stery spółki w marcu tego roku, nie zastał gotowych do realizacji projektów. W perspektywie 18 miesięcy nie ma możliwości przejścia procedur uzgodnieniowych dla inwestycji liniowych. Budowa gazociągu o długości 150–200km to minimum 24 miesiące. Choć prace rozpoczęły się niezwłocznie, to pierwsze połączenia mają szansę powstać w drugiej połowie 2010 r., jeśli chodzi o połączenie z Czechami, a w 2011 r., jeśli chodzi o połączenie z Niemcami. Ryzyko więc istnieje i dziś gros naszych rozmów i strategii, jak rozwiązać ten problem dotyczy kierunku wschodniego.</u>
</div>
<div xml:id="div-19">
<u xml:id="u-19.0" who="#MichałSzubski">Posiedzenie ma charakter otwarty, więc nie możemy wchodzić w szczegóły planów awaryjnych opracowywanych w spółce na wypadek kryzysu. Polecam to uwadze pana przewodniczącego, jeśli chciałby zorganizować spotkanie tylko na temat dostaw gazu rosyjskiego do Polski.</u>
<u xml:id="u-19.1" who="#MichałSzubski">Chcemy jednak państwa uspokoić. Prowadzimy rozmowy z partnerami ze wschodu, jak też utrzymujemy kontakty, które PGNiG zawsze utrzymywało z firmami zachodnioeuropejskimi handlującymi gazem, w tym rosyjskim, ale także gazem sprowadzanym z szelfu norweskiego. Jesteśmy przekonani, że ten problem da się rozwiązać. Nie możemy stanąć pod ścianą, opuszczając ręce i pod koniec 2009 r. zgodzić się na dowolnie podyktowane warunki, nawet jeśli przejściowo za rozwiązanie tego problemu przyszłoby zapłacić trochę wyższą cenę. Złym sygnałem dla partnerów byłoby przyjęcie przez Polskę po raz kolejny każdych warunków cenowych tylko po to, aby zawrzeć kontrakt.</u>
<u xml:id="u-19.2" who="#MichałSzubski">Na razie jesteśmy optymistami i twierdzimy, że do połowy roku powinniśmy część z tych problemów rozwiązać. Obiektywnym faktem jest, że przez lata PGNiG nie rozbudowywało struktury, która pozwoliłaby fizycznie sprowadzać gaz z różnych kierunków. To w tej chwili chyba największy problem. Sieć europejska jest bardzo rozbudowana i gaz można przesyłać w różnych kierunkach, ale trzeba mieć fizyczną możliwość wprowadzenia go do Polski i nad tym pracujemy.</u>
</div>
<div xml:id="div-20">
<u xml:id="u-20.0" who="#RadosławDudziński">Kolejne pytanie dotyczyło magazynów. Jest ktoś, kto chce w nie inwestować. Są to inwestorzy poza grupą kapitałową PGNiG, którzy już takie projekty rozpoczęli. Oczywiście na mniejszą skalę, są to nieduże magazyny. Część z nich jest znana państwu choćby z prasy.</u>
<u xml:id="u-20.1" who="#RadosławDudziński">Jest także zainteresowanie dużych graczy na rynku pewnymi wspólnymi przedsięwzięciami z PGNiG. Przyglądamy się im i nie wykluczamy, że będzie to jednym z naszych celów. Jeśli państwo widzieli, realizacja naszego własnego programu rozbudowy to na dziś 4,4 mld zł. Chcielibyśmy podzielić się z innymi partnerami częścią kosztów związanych z budową bezpieczeństwa energetycznego.</u>
</div>
<div xml:id="div-21">
<u xml:id="u-21.0" who="#MichałSzubski">Przejdę teraz do pozostałych pytań do nas adresowanych. Pierwsze z nich dotyczyło wydobycia krajowego. Dziękuję za bardzo cenne spostrzeżenia pana posła. Jeżeli na poszukiwanie, zagospodarowanie i wydobycie złóż w kraju przewidzieliśmy 17 mld zł, to trudno powiedzieć, że jest to mało agresywna polityka w tym zakresie. Trudno wyobrazić sobie większy wysiłek finansowy i organizacyjny niż proponowany w planie. Na poszukiwanie i wydobycie do 2015 r. przewidujemy ponad 11 mld zł. Ośmielam się powiedzieć, że jest to czterokrotnie więcej niż na przestrzeni ostatnich 6 lat. Uważam, że są to bardzo duże środki. Istnieje pytanie o zdolność absorpcji i wykonanie krajowego rynku, aby te pieniądze zostały sensownie wydatkowane. Nie chodzi o to, aby wydać pieniądze, ale żeby udokumentować zasoby. Te pieniądze powinny być przerobione w taki sposób, aby uzyskać przynajmniej taki wskaźnik, jak podany w prezentacji – 110% zasobów udokumentowanych w stosunku do sczerpanych, co oznacza, że po każdym roku wolumen udokumentowanych zasobów krajowych powinien być o ok. 10% wyższy w stosunku do tego, co w ciągu danego roku zostało sczerpane.</u>
<u xml:id="u-21.1" who="#MichałSzubski">Proszę pamiętać, że Polska w tych perspektywicznych obszarach jest już dobrze zbadana. W Karpatach, na przedgórzu Karpat czy na Niżu Polskim trudno się spodziewać ogromnych odkryć, nawet przy największych nakładach inwestycyjnych. Uważamy natomiast, że trzeba zbadać z ostrożnością, gdyż są to bardzo drogie przedsięwzięcia, możliwość dużo głębszych wierceń, należy pójść na przedgórzu Karpat w wiercenia poniżej 6 tys. m, aby odpowiedzieć sobie na pytanie, czy koncepcje niektórych geologów są prawdziwe i rzeczywiście pod basenami sedymentacyjnymi, które są położone płytko, 1500–2000m, jest kolejna warstwa gazonośna, roponośna poniżej 6 tys. m. Trzeba jednak pamiętać, że jeden taki otwór kosztuje ok. 100 mln zł. Nie można ich zrobić dużo. Przymierzamy się jednak do wykonywania przynajmniej jednego otworu badawczego w roku, aby odpowiedzieć sobie na pytanie, czy koncepcje geologiczne są słuszne. W pozostałym zakresie będziemy prowadzić plan poszukiwań taki, jaki został przewidziany.</u>
<u xml:id="u-21.2" who="#MichałSzubski">Pan poseł poruszył kwestię dosprzętowienia spółek poszukiwawczych. Faktem jest, że urządzeń, które w tej chwili nadają się do wykorzystania z punktu widzenia ich technicznej i ekonomicznej przydatności, jest ok. 40. Część z nich pracuje za granicą, część w kraju. Są to urządzenia kupione w latach 1993–1996 przez PGNiG w ramach tzw. kredytu Banku Światowego. Są one nowoczesne. Pozostałe urządzenia, choć nie wiem, czy w sumie jest ich ok. 60, w większości są produkcji rumuńskiej i radzieckiej. Są zdekapitalizowane, w większości są w stanie spoczynku i niewiele z nich pracuje. Niektóre prowadzą proste prace, typu wiercenia w pokładach wody, prace przy otworach geotermalnych, ale to margines działalności. Nie ma co budować programu poszukiwań na bazie tych urządzeń. Możemy to robić tylko na bazie nowoczesnych urządzeń amerykańskich. Jest tu wprawdzie pewna pułapka w myśleniu, bo są to urządzenia nowocześniejsze, wykonane w innej technologii niż radziecka, ale trzeba pamiętać, że minęło ponad 10 lat od ich kupienia. Co prawda spółki na bieżąco modernizowały i przygotowywały je do kolejnych kontraktów, ale na pewno powinniśmy zastanowić się nad możliwością zainwestowania w nowoczesne urządzenia o dużej mobilności. To duże nakłady i dlatego ze spółkami rozmawiamy w tej chwili o procesie ich konsolidacji, żeby pokazać, iż musi powstać pewna skala. To nie jest tak, że kupimy po jednym urządzeniu dla każdej spółki, wniesiemy je na podwyższenie kapitału, lecz one same muszą wykreować pewną skalę możliwości przetwórczych, która będzie wykorzystana w kraju i za granicą, aby można było w te urządzenia zainwestować. Marchewką dla uczestników procesu konsolidacji jest właśnie dokapitalizowanie przez PGNiG, aby unowocześnić bazę sprzętową.</u>
<u xml:id="u-21.3" who="#MichałSzubski">Jestem przekonany, że w naszej strategii nie marginalizujemy poszukiwań i wydobycia w kraju. Proporcje wynoszą 1/3 w stosunku do 2/3 na korzyść poszukiwań w kraju. Jestem zdania, że warto jest szukać też za granicą, aby wziąć udział w ogólnym wyścigu do zasobów naturalnych. Pojawiają się nowe obszary, np. niedawno otwarta Libia, gdzie ci najwięksi nie zamknęli jeszcze wszystkich obszarów. Być może będą pojawiać się inne tego typu kraje, które nie są w naturalnej strefie wpływów przede wszystkim firm amerykańskich. Na świecie dostęp do większości zasobów naturalnych mają wielkie firmy amerykańskie, pojawiają się firmy typu BP czy Stasoil, które próbują konkurować na arenie międzynarodowej. Najbardziej opłacalne rynki są dla takiej firmy, jak PGNiG, przy jej skali działania, tak naprawdę niedostępne. Na warunki polskie możemy być dużą firmą, ale na warunki światowe z trudem sięgamy poziomu firmy średniej, gdy sami chcemy zrobić sobie przyjemność, mówiąc o sobie. Musimy więc szukać na takich rynkach jak Indie, Pakistan, Libia, gdzie ci najwięksi nie zamknęli jeszcze całego dostępu. Myślę, że warto, chociażby po to, aby ten towar na miejscu sprzedać. Nie mówimy, że te zasoby mają przypłynąć czy przyjechać do Polski w całości. Chcemy nimi zwyczajnie komercyjnie zahandlować za granicą. Tu działamy na rynku regulowanym, a tam jest rynek typowo komercyjny, na którym przychody nie są bezpośrednio związane z taryfą.</u>
<u xml:id="u-21.4" who="#MichałSzubski">Pan poseł pytał, jak wzrost cen gazu wytrzyma polski rynek. Nie wiem, ale jestem przekonany, że gdzieś jest cena maksymalna. Każdy towar ma taką cenę maksymalną, po której załamuje się popyt. Gaz taką cenę też ma. Nie uważamy, że cena gazu powinna rosnąć po stromej krzywej. System taryfowania powinien uwzględniać zmiany ceny gazu w imporcie poprzez silniejsze związanie tej pozycji taryfy. Taryfa gazowa składa się z wielu składników – opłaty przesyłowej zmiennej, stałej opłaty przesyłowej, opłat dystrybucyjnych, tj. pokrycia naszych kosztów działania i dopiero gazu, jako towaru. Gaz, jako towar też składa się z dwóch czynników, czyli gazu importowanego i krajowego. Zniechęcające dla sfery poszukiwań jest to, że gaz krajowy tak naprawdę sprzedajemy bez marży. To nie zachęca do inwestowania w wydobycie w Polsce, więc te 17 mld zł należy potraktować jako wyraz patriotyzmu sektora górnictwa naftowego w rozwój kraju. Nie jest to bowiem działalność wysokorentowna. Gaz z importu zachowuje się rynkowo. Nasze formuły cenowe są oparte, tak samo jak wszystkich innych kontrahentów na świecie, na notowaniach ropopochodnych. Jesteśmy przekonani, że ten element ceny URE mogłoby potraktować jako element elastyczny. W taryfie powinna być pewna formuła cenowa. Koszty od nas zależne, które mieszczą się w opłacie abonamentowej, możemy redukować, poprawiać efektywność działania, ale proszę pamiętać, że z koszyka naszych kosztów te zależne od nas stanowią 30%. 70% są to koszty związane z zakupem gazu do dalszej odsprzedaży. Tu walczymy, aby cena gazu, jako towaru, była ceną rynkową. Taką samą formułą cenową URE powinno odzwierciedlać w naszej taryfie zmiany na rynkach światowych gazu. Kiedy gaz tanieje, nasza taryfa w tym segmencie też powinna iść w dół, gdy drożeje – też niestety powinno to być uwzględnione.</u>
</div>
<div xml:id="div-22">
<u xml:id="u-22.0" who="#RadosławDudziński">Tę cenę trzeba też odmitologizować. Kiedyś rynki gazu, węgla czy paliw płynnych wychodziły z podobnej regulacji cen ustalanych urzędowo. Tego typu cenę mamy jeszcze dziś ustalaną na gaz ziemny. W prasie toczą się wielkie batalie o 7–8% podwyżki. Dla przeciętnego Kowalskiego, który używa gazu do gotowania posiłków taka podwyżka na rachunku to 15 zł. Proszę zobaczyć, jak w ostatnim czasie zmieniała się cena paliwa na stacjach. Nawet zakładając, że rodzina ma samochód małolitrażowy i tankuje go tylko raz w miesiącu, to miała różnicę na rachunku 150–200 zł. A to przechodzi niezauważone.</u>
<u xml:id="u-22.1" who="#RadosławDudziński">Posługując się procentami, tworzymy temat zastępczy, mówimy o podwyżce rzędu kilkanaście procent, ale jak przechodzi się na cyfry, mowa jest o 3–9 zł, czy dla kogoś, kto ogrzewa gazem to 12–25 zł w skali miesiąca.</u>
</div>
<div xml:id="div-23">
<u xml:id="u-23.0" who="#MichałSzubski">Wiem, że jest to temat bardzo delikatny. Chciałbym, aby państwo przyjęli z naszej strony deklarację, że nie jesteśmy zainteresowani drenażem kieszeni klienta, bo jest granica wytrzymałości, również naszych kontrahentów, za którą ich produkcja przestaje być opłacalna na rynkach międzynarodowych. Trzeba tylko brać pod uwagę, że na rynkach międzynarodowych energia też drożeje. Jeżeli przychodzi przedstawiciel przemysłu ceramicznego i mówi, że jeśli gaz zdrożeje, to jego płytki przestaną być konkurencyjne za granicą, bo jest to koszt składowy tej płytki, to przyjmuje błędne założenie, że wszędzie indziej gaz nie zdrożał, podczas gdy w innych krajach gaz zdrożał więcej niż u nas. Możemy pokazać potem relacje cenowe pomiędzy gazem w Polsce i w najbliższym otoczeniu. To nie jest tak, że konkurencyjność naszego przemysłu jest związana tylko z gazem.</u>
<u xml:id="u-23.1" who="#MichałSzubski">Pan poseł poruszył kwestię konsolidacji spółek i ich konkurencyjności. W ostatnich latach, od 2000–2001 r. do 2007 r., zmniejszono inwestycje PGNiG, co zaowocowało tym, że nasze firmy wykonawcze, które kiedyś były największymi firmami wykonawczymi w Polsce, po 10 latach ograniczania inwestycji w ich rozwój, na co składało się wiele przyczyn, firmy te zostały zmuszone do redukcji swoich możliwości. Dziś są zdekapitalizowane, mają ograniczony park maszynowy i słabą pozycję finansową. Naszym zdaniem, aby wykreować jakąś wartość tych przedsiębiorstw, trzeba je odbudować, łącząc te zasoby. W przypadku firm poszukiwawczych trzeba je dofinansować, aby odtworzyły swoje zdolności wytwórcze i zmusić do uczestnictwa w postępowaniach przetargowych. Pan poseł powiedział, że ograniczamy konkurencję. Nie, chcemy ją dopiero zbudować. Dziś na rynku dużych przedsięwzięć inwestycyjnych nie ma konkurencji, ponieważ nasze firmy nie są w stanie startować w przetargach. Powiedział pan, że część zleceń dostają z wolnej ręki spółki, które są własnością PGNiG, to prawda, ale tylko dzięki temu te zlecenia pozyskują. W przetargu publicznym żadna z naszych spółek go nie wygra, a nawet nie mogłaby wziąć w nim udziału. Nie są one w stanie położyć gwarancji bankowych czy zapłacić opłat dobrego wykonania kontraktu. Wiemy, że są w stanie wykonać taki kontrakt, bo największym skarbem tych firm są ludzie o unikalnych kwalifikacjach i wiedzy na temat inwestycji dla gazownictwa i górnictwa naftowego. Chcąc tę wiedzę wykorzystać, warto w nich zainwestować.</u>
<u xml:id="u-23.2" who="#MichałSzubski">Na zakończenie tego procesu konsolidacji oczekujemy, że przestaniemy dawać zlecenia z wolnej ręki spółkom z naszej grupy, a powstały duży, silny organizm będzie konkurować z prywatnymi przedsiębiorstwami i będzie mieć szansę z nimi rywalizować na równych prawach, a także wygrywać. Następnie uważamy, że po zakończeniu procesu konsolidacji należy tę firmę sprzedać, żeby brała udział w grze rynkowej. Nie chcemy budować monopolu wykonawczego. Chcemy te firmy zrestrukturyzować, dokapitalizować, stworzyć organizację zdolną do konkurencji i sprywatyzować ją.</u>
</div>
<div xml:id="div-24">
<u xml:id="u-24.0" who="#EdwardCzesak">Mam tylko wątpliwość, bo wcześniej powiedział pan, że te spółki są w złej kondycji, to zgrupowanie ich w jeden organizm nie poprawi kondycji na tyle, aby konkurować. Rozumiem, że przez dokapitalizowanie i prywatyzację uzyskają one pozycję gwarantującą realizację tych celów założonych w strategii.</u>
</div>
<div xml:id="div-25">
<u xml:id="u-25.0" who="#MichałSzubski">Zgadzam się z panem posłem, że jeśli doda się biedę do biedy, bogactwa z tego nie będzie. Dlatego mówimy: restrukturyzacja, dokapitalizowanie i prywatyzacja.</u>
<u xml:id="u-25.1" who="#MichałSzubski">Chcemy państwu pokazać jeszcze porównanie wzrostu cen gazu w Polsce na tle innych krajów sąsiednich.</u>
</div>
<div xml:id="div-26">
<u xml:id="u-26.0" who="#RadosławDudziński">Na tym slajdzie pokazujemy na przestrzeni od stycznia 2007 r. do czerwca 2008 r. notowania na rynku brytyjskim. Cena tu wzrosła. Ten rynek uznawany jest za najbardziej otwarty rynek w Europie, rynek konkurencyjny. Wzrost ceny gazu to 124%. W tym czasie PGNiG podwyższyła cenę w styczniu 2007 r. i w kwietniu 2008 r. – 12% i 14%. Nawet procent składany powoduje, że jest to nadal 1/5 podwyżki w stosunku do liberalnego rynku, na którym notowania zmieniają się każdego dnia.</u>
<u xml:id="u-26.1" who="#RadosławDudziński">Tu mamy porównanie cen gazu na dzień 1 listopada br., czyli po kolejnej podwyżce PGNiG. Dla grup taryfowych W1 – odbiorców używających gazu wyłącznie do gotowania, W2 – odbiorców używających gazu do gotowania i ogrzewania wody i W3 – odbiorców ogrzewających gazem mamy porównanie cen w złotych za metr sześcienny w Polsce, Niemczech i Czechach. Jak widać u nas jest o ok. 25–30% taniej niż w Czechach i o połowę taniej niż w Niemczech.</u>
<u xml:id="u-26.2" who="#RadosławDudziński">Dla zmian cen gazu mamy podobną skalę. Jest to 50% zmian cen już na rynku czeskim i 45% na rynku niemieckim. Jest to odpowiedź na pytania o strukturę cen gazu na tle najbliższych sąsiadów.</u>
</div>
<div xml:id="div-27">
<u xml:id="u-27.0" who="#MichałSzubski">Argument, że większa jest siła nabywcza społeczeństwa niemieckiego jest prawdziwy, ale w przypadku Czechów i Słowaków nie wiem, czy jest nadal prawdziwy. Nie zmienia to faktu, że nasi sprzedawcy gazu na rynki ościenne mają ten bonus, jeśli chodzi o różnicę w cenach.</u>
</div>
<div xml:id="div-28">
<u xml:id="u-28.0" who="#TadeuszAziewicz">Czy są jakieś głosy sprzeciwu wobec propozycji przyjęcia informacji?</u>
</div>
<div xml:id="div-29">
<u xml:id="u-29.0" who="#MarekSuski">Mój głos sprzeciwu wynika z braku odpowiedzi na moje pytania.</u>
</div>
<div xml:id="div-30">
<u xml:id="u-30.0" who="#MichałSzubski">Na pytanie pana posła odpowiedział pan minister Żuk. Nie rozwijałem tej odpowiedzi, ponieważ odnosiłem się do kwestii z nami merytorycznie związanych. Mogę potwierdzić, że chemia jest przez nas analizowana. Jak państwo pamiętają na Forum inwestycyjnym w Tarnowie Ministerstwo Skarbu Państwa przedstawiło swoją koncepcję podejścia do chemii. Była w tym informacja, że podmioty zainteresowane uczestnictwem do czerwca 2009 r. mają określić swoje wzajemne szanse i chęć uczestnictwa we wspólnych przedsięwzięciach.</u>
<u xml:id="u-30.1" who="#MichałSzubski">Współpracujemy ze wszystkimi zakładami chemicznymi, są naszymi dużymi klientami, a także z zakładami petrochemicznymi, Orlen i Lotos. Z tymi ostatnimi też rozmawiamy na temat wspólnych przedsięwzięć, przede wszystkim w poszukiwaniu ropy i gazu. Na dziś nie wykluczałbym żadnego kierunku myślenia, natomiast podkreślę, co powiedział pan minister, że każdy ruch musi mieć swoje uzasadnienie biznesowe.</u>
</div>
<div xml:id="div-31">
<u xml:id="u-31.0" who="#TadeuszAziewicz">Czy pan poseł Suski podtrzymuje sprzeciw?</u>
</div>
<div xml:id="div-32">
<u xml:id="u-32.0" who="#MarekSuski">Tym bardziej podtrzymuję. Pytałem, czy inwestycja w tarnowskie Azoty była poprzedzona analizą, a pan w tej chwili zechciał odpowiedzieć, że analizy są prowadzone. Najpierw wydano pieniądze, a teraz się analizuje, czy było warto.</u>
</div>
<div xml:id="div-33">
<u xml:id="u-33.0" who="#TadeuszAziewicz">Przystępujemy zatem do głosowania. Kto jest za przyjęciem informacji przedstawionej przez pana ministra i przedstawicieli zarządu PGNiG? Kto jest przeciw? Kto się wstrzymał?</u>
<u xml:id="u-33.1" who="#TadeuszAziewicz">Informację przyjęliśmy większością 12 głosów przy 3 głosach sprzeciwu.</u>
</div>
<div xml:id="div-34">
<u xml:id="u-34.0" who="#MichałSzubski">W zdecydowany sposób chciałem jeszcze powiedzieć, że zakup 10% akcji Zakładów Azotowych Tarnów był suwerenną decyzją zarządu PGNiG i na pewno nie wynikał z jakiejkolwiek presji otoczenia.</u>
</div>
<div xml:id="div-35">
<u xml:id="u-35.0" who="#TadeuszAziewicz">Chcę państwu zapowiedzieć, że bodajże do 20 stycznia jesteśmy zobowiązani przygotować i zatwierdzić plan pracy Komisji na kolejne półrocze. Będę więc wdzięczny za zgłaszanie do sekretariatu Komisji propozycji tematów.</u>
<u xml:id="u-35.1" who="#TadeuszAziewicz">Wyczerpaliśmy porządek dzienny dzisiejszych obrad. Protokół zostanie wyłożony w sekretariacie Komisji. Dziękuję państwu za udział w posiedzeniu. Zamykam posiedzenie Komisji.</u>
</div>
</body>
</text>
</TEI>
</teiCorpus>