Jak Pan widzi rolę wodoru i energii wodorowej w polskim miksie energetycznym? Czy wodór jest paliwem przyszłości i czy PGNiG stawia właśnie na wodór?
Faktycznie, wodór uważany jest za paliwo przyszłości. Paliwo bardzo czyste. Paliwo, które może być wykorzystywane w transporcie, czyli do napędu pojazdów, ale również jako paliwo, które może być wykorzystywane w przemyśle, może być też w odpowiednich proporcjach mieszane z gazem ziemnym i wykorzystywany w sieciach gazowych. Bardzo wielu ekspertów mówi, że obszar sektora energii bazującej na wodorze będzie się w najbliższych latach bardzo szybko rozwijał. Komisja Europejska przygotowała strategię wodorową, która jest powiązana z Europejskim Zielonym Ładem, dlatego wodór może zastępować paliwa kopalne. W najbliższych dniach ustanowiona zostanie tzw. Koalicja Wodorowa na poziomie europejskim.
Polska przystąpi do tej koalicji?
Tak, jako Polska i jako przedstawiciele polskiego biznesu też chcemy do tej koalicji przystąpić. W przypadku wodoru główną barierą jest koszt produkcji. Bo można wodór otrzymywać albo w wyniku elektrolizy, czyli rozkładu wody, ale jest to proces energochłonny i drogi. Można też uzyskiwać go w procesie reformingu z gazu ziemnego poprzez rozszczepienie metanu i pary wodnej. O wodorze uzyskiwanym poprzez elektrolizę z wykorzystaniem np. energii wiatrowej mówi się jako o „zielonym”, natomiast w przypadku wodoru z gazu ziemnego otrzymywanego przez rozszczepienie metanu mówi się o „błękitnym wodorze”.
PGNiG stawia na ten rodzaj energii? Jako przyszłościowe paliwo?
Chcemy jako PGNiG mocno brać udział w tym procesie, dlatego dokonujemy aktualizacji strategii spółki. Nowym jej elementem będzie program wodorowy. W ciągu najbliższych czterech lat na prace badawcze związane z programem wodorowym przeznaczymy co najmniej 31 mln zł, ale to dopiero początek. W tym czasie chcemy uruchomić pierwszą stację tankowania pojazdów wodorem w Warszawie, pierwszą prototypową instalację do produkcji zielonego wodoru z OZE [odnawialnych źródeł energii – przyp. red.] w naszym oddziale w Odolanowie. W tym wypadku wodór byłby produkowany z naszej farmy fotowoltaicznej. Chcemy także uruchomić prototypową instalację gazową, która pracowałaby w oparciu o wyprodukowany przez nas wodór i umożliwiała przetestowanie możliwości mieszania wodoru z gazem ziemnym. Chcemy także zarabiać na sprzedaży wodoru i usług z nim związanych. Nasze laboratorium będzie analizowało czystość wodoru i prowadziło badania nad paliwami alternatywnymi.
Kiedy ruszą pierwsze instalacje?
Najbardziej zaawansowanym projektem jest budowa stacji tankowania pojazdów wodorem. Tutaj terminem uruchomienia jest jesień 2021 roku. W 2022 roku chcielibyśmy już móc rozpocząć samodzielną pilotażową produkcję „zielonego wodoru” w Odolanowie. Dajemy sobie 2-3 najbliższe lata na zbudowanie całego łańcucha kompetencji, które pozwolą nam na dalszy rozwój w tym obszarze. W dłuższym horyzoncie czasowym chcielibyśmy móc produkować wodór w takich ilościach, które pozwolą nam na mieszanie go z gazem ziemnym w sieciach dystrybucyjnych. To oczywiście musi być poprzedzone wieloma testami, które także zakładamy w naszym programie, a wykorzystać do tego chcemy wspomnianą już sztuczną sieć. Do zbadania pozostają kwestie techniczne i dostosowanie infrastruktury oraz urządzeń. Wiele krajów prowadzi zaawansowane testy wykorzystania w sieci gazowej wodoru dodawanego do gazu ziemnego. Badania, które prowadziliśmy z Instytutem Nafty i Gazu, pokazują, że do gazu ziemnego moglibyśmy dodawać bez większych problemów nawet do 8 proc. wodoru. Produkując własny wodór, moglibyśmy go mieszać w naszych sieciach dystrybucyjnych. Kwestią jest cena wodoru.
Czyli ?
To zależy od metody produkcji i miejsca wytwarzania, ale ceny wahają się obecnie od 2 do 6 euro za kilogram. Koszty związane są z cenami elektrolizerów do produkcji zielonego wodoru, a w przypadku błękitnego wodoru to głównie koszty energii i doczyszczania wodoru pochodzącego z reformingu. Ale cena musi być niższa. Rozwiązaniem może być wykorzystanie nadwyżek, które mamy w sieci. Czyli: kiedy mocno wieje, mocno świeci słońce, nie mamy co zrobić z energią z farm fotowoltaicznych i wiatrowych, więc możemy ją wykorzystywać do produkcji wodoru. Wtedy produkcja wodoru byłaby sposobem na zagospodarowanie tego nadmiaru energii.
W Niemczech już jeżdżą pociągi wodorowe, nazywane „błękitnymi” , czy „zielonymi”. Czy i u nas będziemy stawiać na taki typ komunikacji?
Dopóki nie rozwiniemy się dostatecznie pod względem możliwości produkcji, magazynowania, transportu wodoru, cały czas priorytetowym dla nas paliwem gazowym w transporcie jest gaz ziemny. Może być i jest stosowany jako gaz sprężony i skroplony. Coraz szerzej w transporcie stosuje się LNG i CNG: na gaz jeżdżą ciężarówki, śmieciarki, autobusy miejskie, ale paliwem gazowym napędzane są także statki. Co trzeci kupiony w tym roku autobus w transporcie miejskim jest napędzany gazem. Kolejnym etapem w Polsce będzie zastosowanie wodoru do napędzania pojazdów. Już teraz przecież produkuje się u nas w Polsce autobusy zasilane wodorem. Europa w wodorze widzi bardzo ważne źródło energii. I dlatego my jako PGNiG i inne polskie firmy stawiamy na rozwój technologii wodorowych.
Jak ocenia Pan możliwości wydobywcze ropy i gazu w Norwegii?
Co prawda mówi się, że znaczna część zasobów węglowodorów na szelfie norweskim już została wyeksploatowana, ale pozostałe do odkrycia zasoby ropy i gazu wciąż mogą być znaczne. Według norweskiej administracji same potwierdzone istniejące wydobywalne zasoby gazu ziemnego to ponad 1,5 biliona metrów sześciennych. Teoretycznie, gdyby całość tych zasobów przeznaczyć tylko dla Polski, to przy obecnym zużyciu wystarczyłoby ich na 75 lat.
Na szelfie cały czas prowadzone są poszukiwania i cały czas dokonuje się odkryć. Jednym z przykładów jest odkrycie przez PGNiG złoża gazu i ropy na Morzu Norweskim jesienią 2019 roku. Nadano mu nazwę Shrek. Nasze zasoby wydobywalne w Norwegii wzrosły w ciągu ostatnich trzech lat z 80 mln do obecnie ok. 200 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej. Działamy tam na ponad 30 koncesjach, na czterech z nich pełniąc rolę operatora. Pracujemy na kilkunastu złożach, na 7 z nich prowadzimy wydobycie, pozostałe przygotowujemy do produkcji. Nasza produkcja gazu ziemnego z szelfu wyniosła w ubiegłym roku ok. 0,5 mld metrów sześciennych, w przyszłym roku spodziewamy się 0,7 mld metrów sześciennych. ale docelowo za kilka lat chcielibyśmy dojść do poziomu 2,5 mld metrów sześciennych produkcji własnego gazu.
Gaz-System, nasza bratnia spółka, buduje gazociąg Baltic Pipe, który będzie łączył szelf norweski przez Danię z Polską i przez który ten norweski gaz popłynie do Polski. Przepustowość tego gazociągu wyniesie prawie 10 mld metrów sześciennych.
No właśnie, czy po zakończeniu kontraktu jamalskiego w 2022r. będziemy mieli skąd brać gaz?
Tak. Dywersyfikujemy źródła i kierunki pochodzenia gazu, bo chcemy całkowicie uniezależnić się od kierunku wschodniego, czyli gazu rosyjskiego, od Gazpromu. Opieramy dywersyfikację na trzech filarach. Pierwszy to wspomniany Baltic Pipe i gaz z Norwegii, wydobywany tam przez nas oraz kupowany od innych producentów działających na szelfie. Drugi to import LNG. A trzecim jest krajowe wydobycie. W Polsce wydobywamy jednak ok. 3,8 mld metrów sześciennych, więc biorąc pod uwagę roczne zużycie gazu w Polsce na poziomie bliskim 20 mld metrów sześciennych, resztę musimy i będziemy musieli sprowadzać z zagranicy.
Czyli skąd?
Pod koniec 2022 roku popłynie gaz do Polski z szelfu norweskiego poprzez wspomniany Baltic Pipe, a już od kilku lat sprowadzamy gaz skroplony poprzez Terminal LNG im. Prezydenta Lecha Kaczyńskiego w Świnoujściu. Oba te projekty tworzą tzw. Bramę Północną.
Ile mamy tą drogą?
W przypadku LNG w ubiegłym roku było to ponad 3,4 mld metrów sześciennych, ale poziom ten będzie rósł z każdym rokiem. Od 2024 roku może to być nawet 8,3 mld metrów sześciennych rocznie, taką też moc zarezerwowaliśmy w rozbudowywanym terminalu. Interkonektory pozwolą nam na handel gazem ze wszystkimi krajami sąsiednimi. Teraz budowane są przez Gas-System interkonektory ze Słowacją i Litwą.
Wystarczy za kontrakt jamalski?
Od lat mieliśmy problem z tym kontraktem. Podpisany został w 1996 r. Przez wiele lat za ten gaz bardzo dużo płaciliśmy, były to ceny zawyżone, nierynkowe. Nie było tajemnicą, że były one jedne z najwyższych w Unii Europejskiej. Dodatkowo zdarzało się, że wielokrotnie kurek z kierunku wschodniego był zakręcany albo dostarczany nam gaz był zawodniony i nie nadawał się do użytku.
Wygraliśmy spór arbitrażowy, ale proces ten trwał ponad 5 lat. W samym sądzie arbitrażowym rozprawa trwała 4 lata. Zakończyła się dla nas pomyślnie, pozwoliła nam również wystąpić o zwrot nadpłaty za gaz za lata 2014-2020.
Teraz rozliczany się z Gazpromem po cenach ustanowionych na bazie formuły określonej w wyroku. Wydaje się, że nasze relacje z Gazpromem w tym sensie znormalniały. Otrzymaliśmy również zwrot nadpłaty. Jest bardzo wysoki, 1,5 mld dolarów. To pokazuje, jak mocno przepłaciliśmy za gaz rosyjski.
Wspomniał Pan o Baltic Pipe. Czy nie będzie tutaj kolizji Baltic Pipe kontra Nord Stream?
Działający Nord Stream i budowany Nord Stream 2 nakierowane są na dostawy gazu z Rosji na rynki Europy Zachodniej. Z uwagi m.in. na amerykańskie sankcje budowa została wstrzymana. Z kolei Baltic Pipe jest projektem łączącym norweskie złoża z Polską. Byliśmy przeciwni wyłączeniu gazociągu Nord Stream 2 spod regulacji unijnych, czego domagała się spółka go budująca i nasze argumenty wygrały. W maju niemiecki regulator odrzucił wniosek Nord Stream 2 o derogację. Nadal niezmiennie, podobnie jak Rząd RP, stoimy na stanowisku, że projekt Nord Stream 2 niesie negatywne konsekwencje dla bezpieczeństwa dostaw i konkurencji na rynku gazu w Europie Środkowo-Wschodniej. Nasze dwie spółki PGNiG SA i PST GmbH były stroną w tym postępowaniu.
Jak Pan skomentuje wyniki PGNiG za pierwszy kwartał? I jakie są perspektywy na kolejny?
Ten pierwszy kwartał był dla nas bardzo trudny, niepewny. Po pierwsze dlatego, że mieliśmy kolejną ciepłą zimę, tym razem najcieplejszą od wielu lat. Każdy użytkownik gazu się cieszy, bo zapłaci mniej za gaz. Ale w przypadku naszej firmy PGNiG jest inaczej: ludzie wykorzystują mniej ciepła, więc zarabiamy mniej. Drugi ważny czynnik: pandemia koronawirusa, której atak przypadł na koniec kwartału. Dodatkowo rynek europejski bardzo obawiał się konfliktu ukraińsko-rosyjskiego. Była obawa, że obie strony nie porozumieją się w sprawie tranzytu rosyjskiego gazu przez Ukrainę i Rosjanie zamkną kurki z gazem na przełomie roku. Dlatego wszystkie firmy z naszego sektora w Europie wypełniły maksymalnie magazyny gazem. Do tego na rynku europejskim wzrósł import gazu ciekłego m.in. z USA, ale i od innych. Spadły więc mocno ceny gazu, co też przełożyło się na nasze wyniki. Pierwszy kwartał wyglądał na początku niepewnie, ale poradziliśmy sobie. Mieliśmy rekordową sprzedaż gazu ogółem, która sięgnęła 10,6 mld metrów sześciennych. Wyniki operacyjne zatem były bardzo dobre. Gdyby nie odpisy na majątku trwałym związanym z wydobyciem ropy naftowej i gazu, to mielibyśmy rekordowy wynik EBITDA w wysokości nieco ponad 2,8 mld zł.
Rozmawiała Magdalena Rubaj
