Mariusz Marszałkowski, POLON.pl: PGNiG Upstream Norway jest spółką, która aktywnie działa na Morzu Norweskim i Północnym. Właściwie, to jesteście jednym z najbardziej wartościowych aktywów Polski za granicą, patrząc na strategiczny obszar w którym działacie – czyli wydobyciu surowców. Czy trudno odnaleźć się spółce z Polski w takim miejscu?
Marek Woszczyk, Dyrektor Generalny PGNiG Upstream Norway: PGNiG Upstream Norway (PUN) powstało 16 lat temu, ale nasza działalność nabrała rozpędu właściwie jakieś 7 lat temu. To wtedy zapadła decyzja o budowie gazociągu Baltic Pipe, który miał połączyć Norwegię z Polską umożliwiając tym samym przesył wydobywanego na Szelfie gazu do kraju. Mimo że spółka funkcjonowała już niemal 10 lat, nadal napotykaliśmy trudności, zwłaszcza w rozmowach z instytucjami finansowymi. Tymczasem zapewnienie odpowiedniego finasowania jest kluczowe dla działalności upstream, zwłaszcza we wczesnej fazie jej rozwoju. W 2017 r. spółka realizowała dzienną produkcją węglowodorów na poziomie ok. 20 tys. baryłek, z czego mniej więcej połowa to był gaz a połowa to ropa. Padało wiele pytań o to, co właściwie chcemy robić w Norwegii, jaki mamy długoterminowy cel. Gdy mówiliśmy, że chcemy poszukiwać i wydobywać w Norwegii przede wszystkim gaz ziemny podchodzono do nas z nieukrywanym dystansem, gdyż w tamtym czasie firmy aktywne na norweskim Szelfie skupiały się głównie na poszukiwaniach i wydobyciu ropy. Sytuacja uległa radykalnej zmianie dopiero, w wyniku kryzysu energetycznego wywołanego agresją Rosji wobec Ukrainy. Od tego momentu zarówno instytucje finansowe, nasi partnerzy biznesowi, ale i organy norweskiej administracji zaczęły uznawać nas za naprawdę wiarygodnych partnerów, którzy mają klarowną, a przy tym i konsekwentnie realizowaną wizję budowania długoterminowego, stabilnego biznesu upstream.
Zaufanie w biznesie jest ważne, buduje się je latami. Jak dzisiaj wygląda stan posiadania PUN w Norwegii?
Uważam, że udało się zrobić całkiem sporo. Mamy dziś pokaźny portfel złóż, z których w produkcji znajduje się 19 a osiem kolejnych jest w fazie zagospodarowania (tj. przygotowania do uruchomienia produkcji). Aktualnie 83 procent naszych zasobów stanowi gaz ziemny. Pozostałe 17 procent to ropa. Strategia spółki była i jest podporządkowana zapewnieniu gazu dla Polski, który może być dostarczony gazociągiem Baltic Pipe. Dlatego nasze projekty akwizycji i zagospodarowania złóż były realizowane z uwzględnieniem tej konkretnej infrastruktury, po to, aby nasz norweski gaz można było fizycznie przesłać do kraju.
Strategia PUN jest w pierwszym rzędzie nastawiona na zwiększenie wolumenu wydobycia gazu, niemniej jednak w wymiarze operacyjnym podchodzimy do realizacji tego celu z uwzględnieniem ekonomii produkcji. Staramy się tak budować portfel naszych aktywów wydobywczych, aby móc produkować gaz możliwie najtaniej, a tym samym generować potencjał na większy zysk.
W 2030 roku wydobycie w Norwegii ma wynosić 6,8-7 mld m sześc. rocznie. Będziemy do tego zmierzać w taki sposób, aby z jednej strony zrealizować cel wolumenowy, ale z drugiej – zrobić to w sposób maksymalnie ekonomiczny. Jeżeli rozwijamy nasze portfolio poszukiwawcze i predykcyjne, to robimy to w tych rejonach szelfu, gdzie już jesteśmy operacyjnie aktywni, po to aby nie generować nadmiernych wydatków inwestycyjnych i wykorzystywać synergie wynikające z zagospodarowywania nowych zasobów przy wykorzystaniu istniejącej już w ich pobliżu infrastruktury produkcyjnej. Nie jesteśmy oczywiście zamknięci na eksplorowanie tych obszarów Szelfu, w których dotąd nie byliśmy aktywni, jednak taka decyzja musi być poparta wiarygodnymi analizami, dającymi podstawę do podjęcia uzasadnionej ekonomicznie decyzji biznesowej.
Mieliście też kiedyś koncesje na Morzu Barentsa. Rozumiem, że to temat przeszły?
Tak, mieliśmy kilka koncesji na Morzu Barentsa, ale okazało się, że obszary te nie były wystarczająco prospektywne. Uznaliśmy, że nawet w wypadku odkrycia surowców byłaby trudność z ich eksploatacją ze względu na wciąż niedostateczną infrastrukturę transportową Morza Barentsa. Polityka Norwegów w stosunku do eksploracji tego obszaru stopniowo się zmienia, na razie jednak nie ma w tym zakresie na tyle dużo konkretnych decyzji czy rozstrzygnięć, byśmy mieli uzasadnione podstawy do podjęcia większej aktywności w tym rejonie.
Dlatego też jesteście bardziej aktywni na Morzu Norweskim i Północnym.
Tak. Tam infrastruktura offshore jest bardzo rozbudowana. Konieczność ponoszenia nakładów na wybudowanie nowych magistral przesyłowych czy platform procesowych jest ograniczona. W pierwszym rzędzie poszukuje się możliwości wykorzystania już istniejących instalacji. To znacznie ogranicza koszty inwestycji, a jednocześnie pozwala przyśpieszyć zagospodarowanie nowych złóż. Dlatego też, z perspektywy naszej strategii, złoża w takich miejscach, gdzie jest dostępna infrastruktura, są priorytetowe.
W praktyce, mówiąc bardzo obrazowo, wygląda to tak, że wykonane w złożu odwierty podmorskie „podpinamy” pod jednostkę przetwórczą – która jest albo platformą procesową, albo dostosowaną do tego celu pływającą jednostką morską FSO/FPSO (ang. floating production, storage and offloading, „pływający punkt produkcji, przechowywania i załadunku”), do której z kolei są podłączone podmorskie rurociągu do transportu na ląd wstępnie przetworzonych zasobów węglowodorów. W miarę rozwoju i zagospodarowania złoża albo kompleksu kolejnych złóż wokół złoża pierwotnego, do jednostki podłączane są kolejne odwierty satelickie.
Często pada pytanie, ile fizycznie gazu wydobytego przez PGNiG w Norwegii trafia do Baltic Pipe. Ile?
Tak, to częste pytanie. Naszym celem jest, aby cały wolumen gazu, który wydobywamy na Szelfie, mógł trafiać fizycznie do Baltic Pipe i tą drogą do Polski. Ma to wymiar i praktyczny (operacyjny), i ekonomiczny. Możemy oczywiście wydobywać gaz ze złóż, z których nie można dostarczyć go fizycznie do Baltic Pipe i wówczas polegać na tzw. transakcjach swap na wolumen i/lub zdolność przesyłową gazu z innymi firmami, posiadającymi równoważne wolumeny gazu, w tych obszarach Szelfu, które mają fizyczny dostęp do Baltic Pipe. Swap, w uproszczeniu, polega na tym, że niejako zamieniamy się gazem z naszym partnerem w tej transakcji – jego gaz „staje się” nasz, a nasz – jego. Swap, choć nie musi, może jednak w pewnych sytuacjach oznaczać dla nas dodatkowe koszty, dlatego wolimy go unikać.
„Taktyka” eksploatacji złóż jest tak samo ważna jak ich odkrycie i zagospodarowanie. Na jak długo starczy złóż, które już dziś posiadacie?
Kiedy mówimy, że strategicznym celem naszej działalności jest osiągnięcie poziomu 6-7 mld m sześc. gazu rocznie w 2030 roku, to nie chodzi tu o jednorazowe wydarzenie, a o to, żeby określoną wielkość produkcji utrzymać w kolejnych latach. Trzeba pamiętać, że ORLEN ma zarezerwowaną przepustowość Baltic Pipe do 2037 r.. Dlatego nasze działania muszą być planowane co najmniej właśnie w takim horyzoncie czasowym. Każde złoże ma swój szczytowy okres wydobycia, po którym jego produkcja zaczyna stopniowo, w miarę sczerpywania zasobów, spada.. Uruchamianie produkcji z nowych złóż to proces często kilkuletni, w dodatku może być podzielony na etapy – najpierw podłącza się kilka otworów produkcyjnych, potem dodaje się kolejne. Dlatego nasze działania to nieustanne poszukiwanie kolejnych zasobów, dostosowywanie ich do profilu produkcji złóż, które już mamy w posiadaniu. Jeżeli w 2023 roku wydobędziemy ok. 3 mld m sześc. gazu , w 2024 r. ok. 4 mld, a w 2030 r. planujemy dobrze ponad 6 mld, to nie oznacza, że musimy zagospodarować lub kupić już produkujące złoża, które będą dawały nam 2-3 mld m sześc. W rzeczywistości potrzebujemy znacznie więcej, ponieważ złoża, z których dziś korzystamy będą wtedy, w naturalny sposób, produkować już mniej niż dziś . Przeciętny okres ekonomicznej eksploatacji złoża można szacować na ok. 15 lat
Ale zdarzają się również pozytywne niespodzianki. W branży oil and gas mówi się żartobliwie, że duże złoża okazują się być jeszcze większe niż się zakłada, a złoża małe okazują się być jeszcze mniejsze niż się początkowo zakładało. Dobrym przykładem jest Skarv – pierwsze złoże produkcyjne uruchomione przez PUN w 2013 r.. Po ponad 10 latach eksploatacji złoże to ma wciąż prawie tyle samo szacowanych zasobów, ile zakładaliśmy na początku produkcji. Sądzimy, że to złoże będzie pracować jeszcze co najmniej 10 kolejnych lat. Z kolei Ormen Lange – inne złoże, w którym również mamy udziały – funkcjonuje już kilkadziesiąt lat i prawdopodobnie będzie produkować jeszcze przez kolejne kilkadziesiąt.
Więc cały czas trzeba działać, aby pozyskiwać nowe koncesje, ale i kupować od innych. To spore koszty.
Koszty wierceń i całego zaplecza produkcyjnego to oczywiście wydatek liczony w milionach dolarów. Operacje poszukiwania i potwierdzania zasobów również. Ale w Norwegii panuje bardzo przyjazna dla biznesu upstream polityka podatkowa państwa, tak pomyślana, by zachęcać firmy do reinwestowania wypracowanych środków w działalność poszukiwawczo-wydobywczą. To oczywiście wynika z interesu Norwegii, który koniec końców polega na osiąganiu wpływów budżetowych z opodatkowania dochodów firm wydobywczych. Jednak sama polityka regulacyjna i podatkowa jest przejrzysta i przewidywalna, nie mamy tu do czynienia z zaskakującymi zmianami przepisów, które by wymagały radykalnych rewizji strategii firm. To niewątpliwie jest duży plus. W PGNiG Upstream Norway mamy mały apetyt na ryzyko i preferujemy inwestycje o relatywnie wysokim stopniu przewidywalności co do stopy zwrotu.
Jakie są dziś największe wyzwania działania na Norweskim Szelfie Kontynentalnym?
Dla nowych podmiotów podejmujących działalność gospodarczą na tym rynku na pewno wyzwaniem jest pozyskanie odpowiedniego kapitału oraz konkurencyjny proces pozyskiwania koncesji na eksplorację Szelfu. Nie można pozyskać koncesji w pojedynkę. Rząd norweski wymaga, by posiadaczami danej koncesji było co najmniej dwóch partnerów biznesowych, z których jeden będzie jej operatorem. Jeżeli na etapie przygotowania aplikacji o koncesję firma nie znajdzie innej firmy upstream zainteresowanej eksplorowaniem obszaru tej koncesji, to regulator norweski – mając pełen przegląd wnioskujących o koncesje – proponuje partnera koncesyjnego. Alternatywnie może przydzielić pewien udział w koncesji „urzędowemu” administratorowi interesów norweskiego państwa na Szelfie, czyli spółce Petoro. której głównym zadaniem jest czuwanie nad właściwą eksploatacją zasobów Szelfu. Efektem takiego podejścia jest to, że Norwegia ma najwyższy współczynnik sczerpywania zasobów na świecie. Innymi słowy, potrafi zapewnić, by z każdego odkrytego złoża udało się wydobyć jak najwięcej surowca. To rezultat pragmatyzmu Norwegów. Zlokalizowane na norweskim szelfie węglowodory są dobrem narodowym ii, dlatego wymogiem jest, by na danej koncesji współpracowało ze sobą po kilka firm upstream i w większości jest wśród nich Petoro albo spółka Equinor, w którym norweski rząd posiada większościowy udział. Żeby dodatkowo zmniejszyć ryzyko nieoptymalnych decyzji inwestycyjnych, Norwedzy starają się ograniczać wielkość udziałów w koncesjach firm niewielkich, bez rozległego doświadczenia.
Wspomina Pan o konieczności szukania partnerów do projektów wydobywczych. Jak PGNiG współpracuje się z partnerami? Wielu z nich to pierwsza liga światowych koncernów energetycznych.
W Norwegii dużą rolę odgrywa operator projektu. Nie każdy może zostać operatorem, trzeba przejść odpowiedni audyt ze strony władz Norwegii. Cykl eksploracji zasobów ma cztery etapy – fazę poszukiwawczą, zagospodarowania, eksploatacyjną i likwidacyjną. W każdej z tych faz operatorem złoża może być ta sama firma, ale mogą to być również różne firmy w ciągu całego cyklu „życia” złoża. Operator jest liderem przedsięwzięcia i musi mieć odpowiednie zasoby techniczne i organizacyjne, w tym finansowe, co poddawane jest ścisłym regulacjom. Mamy niewątpliwy przywilej współpracować z absolutną światową czołówką operatorów oil and gas w segmencie offshore – z Conoco Phillips, Equinor, Shell, TotalEnergies czy Aker BP.
Jeśli chodzi o relacje pomiędzy udziałowcami koncesji, to, oczywiście, partnerzy niejednokrotnie się spierają między sobą o konkretne rozwiązania operacyjne, ale zawsze jest spór konstruktywny. Koniec końców nie chodzi przecież o indywidulane ambicje, lecz o konkretną wartość ekonomiczną. Każdy z koncesyjnych partnerów ma świadomość, że niemożność wypracowania kompromisu będzie ostatecznie działać na niekorzyść wszystkich.
A co z finansowaniem inwestycji? Mówi się powoli o odchodzeniu banków od kredytowania inwestycji w sektorze naftowo-gazowym.
Faktem jest, że niektóre instytucje finansowe deklarują swój mniejszy niż dotychczas apetyt na kredytowanie działalności polegającej na wydobywaniu paliw kopalnych w ogólności, w tym węglowodorów w szczególności. Jednak nawet one biorą pod uwagę fakt, że Norwegia to stabilny, a zatem mało ryzykowny rynek, co dla banków jest zawsze silną motywacją do kredytowania projektów.
Trzeba również pamiętać, że sami Norwegowie mają bardzo restrykcyjne podejście do kwestii ochrony środowiska, co dotyczy również przemysłu wydobywczego. Efektem tego jest to, że wydobycie ropy i gazu w Norwegii od lat już cechuje się najniższą emisyjnością na baryłkę wydobytego surowca. Jest to możliwe m.in. poprzez elektryfikację platform i instalacji wydobywczych. Tam gdzie jest możliwość infrastruktura jest elektryfikowana poprzez połączenie jej kablami podmorskimi z norweską siecią elektroenergetyczną, zasilanej w niemal 100% ze źródeł odnawialnych, przede wszystkim elektrowni wodnych. W ten sposób unika się spalania węglowodorów w celach energetycznych na platformach, co jest tradycyjnym sposobem ich zasilania. W przyszłym roku aż 2/3 gazu, który wydobędziemy, będzie pochodziło ze złóż, które zostały zelektryfikowane.
Ale to nie jedyna metoda. Jest również podatek od emisji CO2, niezależny od europejskiego systemu ETS, restrykcyjny zakaz flarowania, czyli spalania niezagospodarowywanego gazu, optymalizacja wykorzystania istniejącej infrastruktury.
Jak wojna na Ukrainie, inwazja, kryzys energetyczny wpływa na poziom bezpieczeństwa na Szelfie? Rosjanie przeszkadzają wam w pracy?
Norwegia nie jest odosobniona jeśli chodzi o presję związaną z kwestią bezpieczeństwa energetycznego Europy. Po tym, jak po napaści na Ukrainę Rosja straciła dużą część europejskiego rynku, Norwegia jest największym eksporterem gazu do Unii Europejskiej. To ponad 100 miliardów metrów sześciennych gazu rocznie. Jako przemysł jesteśmy w stałym kontakcie z odpowiednimi służbami norweskimi, które cały czas są w stanie wysokiej gotowości. Dostajemy od nich na bieżąco informacje o incydentach, które miały miejsce, oraz o tym, jak te służby na nie zareagowały.
Jakie to incydenty?
Najczęściej są to „przypadkowe” drony, które krążą w pobliżu platform czy innych instalacji offshore. Zdarzają się też niekiedy incydenty w postaci łodzi lub małych statków z wyłączonymi systemami identyfikacji AIS, które wchodzą na kurs kolizyjny z platformami. Sytuacje tego typu wymuszają utrzymywanie stałej gotowości po stronie tak służb, w tym marynarki wojennej, jak i samych operatorów instalacji.
Norweski rząd bardzo poważnie podchodzi do kwestii zabezpieczenia infrastruktury – jesteśmy informowani o przeprowadzanych akcjach zaradczych i operacjach mitygujących ryzyko. Nie tylko moim zdaniem, Norwegia zdaje na tym polu egzamin.
UL. MARSZAŁKOWSKA 84/92 LOK. 115
00-514 WARSZAWA 