Gaz z łupków to wielka szansa. Trzeba ją wykorzystać

Zwiększenie wydobycia to rzeczywiście jeden z bardziej gorących tematów, ale i jeden z głównych filarów naszej strategii. Począwszy od 2008 roku przeznaczamy na inwestycje w poszukiwania i zagospodarowanie złóż około 2 mld zł rocznie.

Trzeba również pamiętać, że ze względów technicznych pewnych spraw nie uda się załatwić w ciągu roku czy dwóch lat. Proces przygotowania wydobycia trwa kilka lat, a do tego musimy pamiętać, by racjonalnie wykorzystywać krajowe zasoby. Dlatego w najbliższej pięcioletniej perspektywie krajowe wydobycie na poziomie 5 mld m sześc. rocznie to maksimum polskich możliwości. W dalszej perspektywie wiążemy nadzieje z pozyskaniem gazu ze złóż niekonwencjonalnych, czyli tzw. shale gazu i tight gazu. Bardzo aktywnie włączyliśmy się w ten projekt. Pozyskaliśmy 11 koncesji poszukiwawczych, na przyznanie dwóch kolejnych czekamy. Jednak trzeba jasno powiedzieć: na odpowiedź, jak bogate mamy złoża gazu niekonwencjonalnego, musimy poczekać dwa, trzy lata, kiedy zakończą się wiercenia na wszystkich naszych koncesjach. Pierwsze wydobycie ze złóż niekonwencjonalnych ruszy prawdopodobnie za 8 - 10 lat.

Koszt odwiercenia pojedynczego otworu za gazem z łupków, wraz z koniecznymi zabiegami dodatkowymi, szacowany jest w polskich warunkach na około 15 mln dol. W tym roku chcemy przeprowadzić kilka takich odwiertów. Pierwszy, w poszukiwaniu tight gazu, już przeprowadziliśmy w kwietniu na położonej na Lubelszczyźnie koncesji Markowola-1. Wyniki są obiecujące. Wkrótce rozpoczną się zabiegi szczelinowania, które dadzą odpowiedź, jaka jest jakość tego złoża. Pod koniec 2010 roku planowane są kolejne odwierty m.in. - w rejonie Siekierek (woj. wielkopolskie, koncesja Kórnik-Środa - red.) oraz w okolicy Wejherowa, gdzie będziemy szukać gazu z łupków.

W ostatnim czasie podjęliśmy decyzję o zwiększeniu środków na poszukiwania w kraju. Łącznie w Polsce przeznaczymy 500 - 600 mln zł. Na prace na zagranicznych koncesjach chcemy wydawać około 350 mln zł. Większość tych środków zamierzamy skierować na badania geofizyczne i wiercenia.

Te projekty są realizowane nieustannie. Najistotniejszy z nich to zagospodarowanie największych w Polsce złóż Lubiatów-Międzychód-Grotów (LMG). Zakończenie inwestycji umożliwi zwiększenie wydobycia ropy o niemal 100 proc. oraz znaczny wzrost wydobycia gazu ziemnego. Prace na złożu LMG przebiegają szybciej, niż wynikałoby to z harmonogramu. Spodziewamy się, że ich zakończenie nastąpi rok wcześniej, czyli pod koniec 2012 r.

Udokumentowane zasoby wydobywalne ropy w rejonie Lubiatowa, Międzychodu i Grotowa wynoszą około 7,2 mln ton, zaś gazu - 7,3 mld m sześc. W wyniku realizacji tej inwestycji roczne wydobycie ropy może wynieść 900 tys. ton rocznie.

Nasza aktywność poszukiwawcza poza granicami rozpoczęła się w 2007 roku od zakupu udziałów w złożach Skarv, Snadd i Idun na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Jeszcze wcześniej rozpoczęliśmy przygotowanie do prac w Pakistanie. Od tego czasu pozyskaliśmy kilka koncesji poszukiwawczych.

Ponad dwa tygodnie temu należąca do PGNiG spółka PGNiG Norway wspólnie z partnerami odkryła nowe złoża gazu na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Wierzę, że sukcesem zakończą się również poszukiwania na naszych koncesjach w Libii, Egipcie i Danii, bo w Pakistanie taki sukces już jest.

Plan zakłada, że w drugiej połowie przyszłego roku. Będzie to pierwsze zagraniczne wydobycie ropy w historii PGNiG. W projekcie Skarv chcemy pozyskiwać rocznie 0,4 mln ton ropy oraz 0,5 mld m sześc. gazu. Oczywiście jeszcze w 2011 roku nie uda się uzyskać takich poziomów. Szacujemy jednak, że będzie to 50 proc. spodziewanych docelowo wartości rocznych. W 2010 roku na ten i inne projekty inwestycyjne naszej spółki PGNiG Norway wydamy około 0,5 mld zł. Prawdopodobnie również w Pakistanie rozpoczniemy produkcję próbną w przyszłym roku.

Poziom wydatków w tym roku będzie podobny jak w 2009 r., kiedy w całej naszej grupie kapitałowej inwestycje sięgnęły około 5 mld zł. Zarezerwowana jest kwota stała dla potrzeb dystrybucji ok. 1 mld zł. Pozostałe środki mogą być przesuwane w zależności od aktualnych wyników prac poszukiwawczych.

Mogą wynikać one z harmonogramu realizacji inwestycji - rok 2010 jest bowiem jednym z najbardziej intensywnych pod względem inwestycji w sektorze upstreamu w historii PGNiG.

W sumie na poszukiwania złóż, wydobycie, budowę oraz rozbudowę podziemnych magazynów gazu i pozostałe inwestycje przeznaczymy około 4 mld zł.

W naszych planach inwestycyjnych na lata 2008 - 2015 zapisaliśmy na ten cel około 3 mld zł. Dzięki tym pieniądzom będziemy mogli powiększyć nasze pojemności z obecnych 1,6 mld m sześc. do ponad 3 mld m sześc. w 2015 r.

Chcemy zbudować drugą część biznesową naszej spółki, czyli właśnie elektroenergetyczną. Widzimy siebie jako współinwestora w jednym, dwóch dużych projektach budowy elektrowni i elektrociepłowni gazowych, jak również w wielu mniejszych, o charakterze lokalnym.

Do 2015 r. chcemy mieć minimum 300 megawatów mocy zainstalowanych. W dwóch projektach, które obecnie realizujemy - w Stalowej Woli i Gdańsku - mamy około 240 MW. To oznacza, że aby zrealizować cel, powinniśmy być udziałowcem przynajmniej w jeszcze jednej dużej jednostce wytwórczej.

Rzeczywiście to duża inwestycja - blok gazowo-parowy w Stalowej Woli, który zastąpi istniejące instalacje energetyczne wykorzystujące węgiel, rocznie będzie zużywał około 550 mln m sześc. gazu. Szacujemy, że budżet tego przedsięwzięcia wyniesie 1,9 mld zł.

@RY1@i02/2010/126/i02.2010.126.167.002a.001.jpg@RY2@

Fot. Wojciech Górski

Waldemar Wójcik, wiceprezes Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa

wiceprezes Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa