Zwiększymy wydobycie za granicą

Ze Stanisławem Radeckim, dyrektorem ds. wydobycia Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa, rozmawia Mariusz Bober

Po ostatnich problemach z dostawami gazu z kierunku wschodniego rozgorzała po raz kolejny dyskusja o dywersyfikacji dostaw „błękitnego paliwa” do Polski. Jednym ze sposobów jest zwiększenie własnego wydobycia tego surowca. O ile Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo jest w stanie zwiększyć to wydobycie i w jakiej perspektywie czasowej?

– Przede wszystkim trzeba pamiętać, że złoża gazu ziemnego nie są odnawialne. W Polsce, według danych statystycznych, mamy rocznie ok. 7-procentowy spadek zdolności wydobywczych ze złóż eksploatowanych. Zatem przy naszym wydobyciu rzędu 4,2 mld m sześc. gazu rocznie ok. 300 mln m sześc. surowca ubywa w czasie eksploatacji. Prace poszukiwawcze i zagospodarowanie nowych złóż uzupełniają te ubytki oraz stwarzają możliwość zwiększenia wydobycia. Dlatego przyjęliśmy, mając do dyspozycji złoża takie, jakie mamy, oraz możliwości odkrycia nowych złóż na posiadanych obszarach koncesyjnych, że skupimy się przede wszystkim na zabezpieczeniu wydobycia na takim poziomie, aby zapewnić pokrycie dla 30-35 proc. potrzeb kraju na gaz ziemny. Mamy nadzieję, że uda się to osiągnąć przy przewidywanym wzroście zużycia gazu ziemnego w kraju.


Czyli właściwie nie ma możliwości zwiększenia udziału wydobycia krajowego w ogólnym bilansie gazowym?

– W PGNiG SA aktualne możliwości wydobycia ze złóż oceniane są na 4,6 – 4,7 mld m sześc. rocznie, a więc są pewne rezerwy. Wykorzystanie ich zależy od warunków pogodowych i od zakontraktowanych dostaw gazu z importu. Ponadto szanse na dodatkowe zwiększenie wydobycia w najbliższych latach są właściwie tylko poprzez zagospodarowanie złóż, które posiada Petrobaltic na Morzu Bałtyckim oraz potwierdzenie się zapowiedzi firmy Aurelian Oil&Gas na wydobycie gazu w rejonie Poznania. Z firmą Petrobaltic, która przesłała nam zaproszenie do złożenia oferty współpracy przy eksploatacji złóż, prowadzimy obecnie rozmowy. Petrobaltic na Bałtyku wydobywa ropę naftową, a złoża gazu dotychczas nie były eksploatowane. W obecnej sytuacji gospodarczej podjęte decyzje zagospodarowania do eksploatacji złóż gazu na Bałtyku umożliwią zwiększenie wydobycia za 3-4 lata. W mojej ocenie, wydobycie to może osiągnąć 300-400 mln m sześc. rocznie.


Dlaczego tak mało?

– Aktualnie PGNiG SA nie dysponuje złożami, które nie byłyby w trakcie zagospodarowania do eksploatacji. Są natomiast małe złoża, które z ekonomicznego punktu widzenia nie nadają się do zagospodarowania, do eksploatacji i podłączenia do sieci przesyłowej. Mogą być one jedynie wykorzystane do celów sprężania, skraplania gazu lub na potrzeby lokalnej społeczności, np. do produkcji energii elektrycznej i w tym kierunku prowadzone są prace przygotowawcze. Złoża te nie mają wpływu na istotne zwiększenie wydobycia. Oczywiście mamy część nowych złóż, które przygotowujemy do eksploatacji, np. w rejonie Wielichowa – Nowego Tomyśla. Są one przygotowywane jako wsad do nowej odazotowni [instalacja służąca usuwaniu azotu z gazu ziemnego zaazotowanego – przyp. red.] w Grodzisku Wielkopolskim. Jest ona obecnie w fazie rozruchu, czyli przygotowania do oczyszczania gazu. Zakładamy, że w maju powinna być gotowa do działalności eksploatacyjnej. Dzięki niej złoża gazu zaazotowanego, które na tym terenie występują, będą mogły być eksploatowane. Jednak posłużą one przede wszystkim do uzupełnienia spadku produkcji gazu z innych kopalni. Jesteśmy również w trakcie zagospodarowania do eksploatacji kilku złóż ropy naftowej i gazu ziemnego w rejonie Międzychodu.


Ale przecież jeden z sześciu filarów strategii rozwoju Grupy Kapitałowej PGNiG zakłada zwiększenie działalności poszukiwawczo-wydobywczej?

– Zgadza się i konsekwentnie go wdrażamy. Od 2007 roku środki przeznaczone na poszukiwania nowych złóż znacznie wzrosły, osiągając 600-650 mln zł rocznie. Te kwoty – jeśli będzie taka potrzeba – będą zwiększane. Znaczne zwiększenie wydatków dotyczy też wydobycia. Natomiast trzeba pamiętać, że napotykamy na wiele przeszkód w szybkim zwiększeniu wydobycia, choćby w postaci procedur formalnoprawnych. Wynikają one m.in. z objęcia naszej działalności ustawą o zamówieniach publicznych, co wydłuża okres przygotowań, a ponadto ze zmiany przepisów w zakresie ocen środowiskowych. Chodzi m.in. o program Natura 2000. Ponadto występuje też często problem braków planów zagospodarowania przestrzennego na terenach, gdzie chcielibyśmy wydobywać gaz. Przykładem spowolnienia prac wydobywczych z powodu przepisów środowiskowych jest sprawa budowy kopalni w Międzychodzie. Pierwotnie planowaliśmy zacząć eksploatację pod koniec ub.r. albo na początku obecnego. Tymczasem obecnie budowa kopalni jest w fazie początkowej, gdyż procedury formalnoprawne do uzyskania pozwolenia na budowę trwały kilka lat. W świetle obowiązujących przepisów czas budowy ulegnie wydłużeniu o około dwa lata, gdyż decyzja środowiskowa zakazuje prowadzenia robót w okresie lęgowym ptaków, tzn. od połowy marca do końca sierpnia. Tymczasem 50 metrów od kopalni jest ruchliwa droga asfaltowa, co skłania do postawienia pytania, czy to nie przeszkadza ptakom.


Niektórzy eksperci uważają, że mamy znacznie więcej złóż, niż eksploatuje się, i można dzięki nim zwiększyć wydobycie.

– Do prognozowania wydobycia mogą być wykorzystane zasoby udokumentowane, na które sporządzone są dokumentacje zasobowe. PGNiG dysponuje takimi zasobami w ilości ok. 100 mld m sześc. przeliczonych na gaz wysoko metanowy. Są jeszcze zasoby prognostyczne, czyli takie, które, według ocen jednostek naukowo-badawczych, miały szansę kiedyś wygenerować się w różnych formacjach geologicznych na terenie Polski. Jednak wymaga to zbadania, ponieważ niektóre zasoby, np. w wyniku ruchów górotwórczych, mogły po prostu wydostać się na powierzchnię ziemi. Zasoby te szacowane są na 980 mld – 2,7 bln m sześciennych. Według mnie, ci, którzy wypowiadają się o dużych złożach gazu ziemnego, opierają się w swoich ocenach na zasobach prognostycznych.


Trudno się dziwić takim ocenom, skoro dane prognostyczne są tak obiecujące…

– Tak, ale te zasoby są zwykle zlokalizowane w warstwach o głębokości poniżej 4-4,5 km pod ziemią. Wykonywane w przeszłości otwory jak dotąd nie trafiły na złoża gazu o znaczeniu przemysłowym. W przeszłości nie dysponowaliśmy odpowiednim sprzętem do pomiarów sejsmicznych, aby uzyskiwać wiarygodne informacje o strukturze geologicznej na tych dużych głębokościach. Obecnie mamy taki sprzęt i podejmujemy takie działania poszukiwawcze na dużych głębokościach. Jednak poza obszarem Karpat są utwory geologicznie stare, które podlegały w historii różnym procesom, które spowodowały w większości utratę własności zbiornikowych. Złoża mogły zachować się tam, gdzie wcześniej nastąpiła akumulacja węglowodorów. Poza tym prace poszukiwawcze są bardzo kosztowne, ale podejmujemy takie działania, zresztą nie tylko my – także zachodnie firmy (np. Apache, Texaco, RWE), które mają tyle samo obszarów koncesyjnych, co PGNiG. Jednak także one nie odnotowały przemysłowych efektów. Mimo to mamy nadzieję, że nam lub tym firmom zagranicznym uda się w końcu trafić na złoża gazu ziemnego na dużych głębokościach, bo na ropę naftową raczej są małe szanse, gdyż w naszych warunkach geologicznych nie występuje ona na tej głębokości. W ostatnich latach wiercimy co najmniej jeden taki głębszy otwór rocznie. Należy też podkreślić, że odkrycie w tym roku nowych złóż wymagać będzie kilku lat prac przygotowawczych, aby je zacząć eksploatować.


Pojawiały się informacje, że można byłoby również wiercić w działających albo zamkniętych kopalniach, w których występują złoża na większej głębokości. Wcześniej nie dysponowano technologią zapewniającą ich opłacalną eksploatację. Tymczasem obecnie są takie możliwości…

– W tym zakresie największe szanse są na tzw. przedgórzu Karpat, czyli terenach od Krakowa do Przemyśla. Tam właśnie prowadzimy takie badania i analizy, i rzeczywiście udostępniamy kolejne horyzonty gazowe. Są to obszary, gdzie gaz występuje na głębokości do 3-3,5 kilometra. Natomiast całkowicie nowym obszarem, gdzie są jeszcze niezbadane możliwości występowania surowca w głębszych warstwach ziemi, jest obszar Karpat. Jak dotąd jest on przebadany do głębokości ok. 1200 metrów. Po wprowadzeniu koncesjonowania prac poszukiwawczych w 1994 r. większość koncesji na tym terenie uzyskały firmy zagraniczne. Do tej pory najwięcej prac wykonała firma Meduza Oil, którą wykupił koncern RWE. Natomiast w części wschodniej Karpat, w Bieszczadach, koncesję miała firma Eurogas, która z braku środków finansowych nie wykonała tam żadnych prac poszukiwawczych. My mieliśmy 30-procentowy udział w tej inwestycji, ale z uwagi na brak możliwości inwestowania w prace poszukiwawcze przez Eurogas, w ubiegłym roku uzyskaliśmy zgodę na przejęcie tych koncesji. Obecnie rozpoczęliśmy prace sejsmiczne. W przyszłym roku planujemy wykonanie wierceń do głębokości co najmniej 2500 metrów. W latach następnych chcemy zintensyfikować te prace, ponieważ uznajemy te tereny za najbardziej perspektywiczne dla odkrycia ropy naftowej, w głębszych warstwach geologicznych powinny być także złoża gazu.


Czy wiercenia ropy i gazu nie wpłyną na pogorszenie stanu środowiska naturalnego w Bieszczadach?

– Prace poszukiwawcze, zarówno badania sejsmiczne, jak i wiercenia, wykonujemy z zachowaniem wymogów ochrony środowiska, co gwarantuje zminimalizowanie negatywnego wpływu na środowisko. Doświadczenia z wykonywania prac w innych rejonach dowodzą, że potrafimy wykonywać prace bez pogorszenia środowiska naturalnego.


Skoro w Polsce są najwyżej średnie szanse na zwiększenie wydobycia gazu, to może większe możliwości byłyby za granicą? W ostatnich latach PGNiG podpisał szereg umów z różnymi krajami na poszukiwania złóż. Jakie dziś są efekty?

– Trafnie pan zauważył, że Polska zalicza się do obszarów średnio perspektywicznych. Na świecie jest kilka miejsc o dużym prawdopodobieństwie występowania złóż węglowodorów. Z podjętych przez nas starań o pozyskanie nowych źródeł wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej chciałbym wymienić Norwegię, gdzie kupiliśmy udziały w złożach, a także w koncesji poszukiwawczej. Badania są bardzo obiecujące. Gotowe do zagospodarowania są dwa złoża, dla których rozpoczęto prace niezbędne dla podłączenia ich do eksploatacji. Planowane są również wiercenia poszukiwawcze na nowych strukturach, ale są problemy ze znalezieniem platformy wiertniczej. Uzyskaliśmy też udziały w nowym obszarze koncesyjnym na Morzu Norweskim. Gaz z tych złóż może być przesyłany do Polski planowanymi gazociągami Skanled i Baltic Pipe.


Jak wygląda sprawa poszukiwań złóż w Afryce Północnej?

– Najbardziej zaawansowane poszukiwania są w Libii. Tereny te są dla nas o tyle korzystne, że stamtąd biegną rurociągi do Europy, a ponadto są w tym rejonie budowane zakłady do skraplania gazu. W Libii zaczęliśmy już badania sejsmiczne, a za ok. 5 lat możemy już zacząć eksploatować złoża – jeśli potwierdzą się nasze oczekiwania odnośnie do ich odkrycia. Drugim zaawansowanym rejonem jest Egipt. Z rozpoczęciem prac czekamy tylko na zatwierdzenie przetargów przez parlament tego kraju.


Jak perspektywiczne są złoża w Afryce Północnej?

– W Egipcie w bezpośrednim sąsiedztwie naszego obszaru koncesyjnego odkryto złoża gazu i ropy naftowej, więc obszar jest bardzo perspektywiczny. Natomiast w Libii w latach 50. wykonano dwa otwory, które potwierdziły występowanie złóż gazu, ale że wówczas nie był on potrzebny, więc złóż nie eksploatowano. Ich zasobność jest szacowana na ok. 140-200 mld m sześciennych. Jednak oceniając całą inwestycję, trzeba pamiętać, że tamtejsze przepisy wymagają udziału narodowego koncernu tego kraju w inwestycji. Ma on „z urzędu” 30 proc. udziałów w przedsięwzięciu i w takim samym stopniu uczestniczy w finansowaniu poszukiwań i zagospodarowaniu. Jednak później, po zwrocie kosztów inwestycji, eksploatacja złoża jest dzielona według parytetu: 88 proc. udziałów dla firmy libijskiej i 12 proc. dla nas. Mimo to inwestycja ta jest opłacalna dla nas. Ponadto otworzyliśmy swój oddział w Algierii. Czekamy obecnie na korzystną ofertę przetargową, gdy tylko taka pojawi się, oczywiście wystartujemy.


PGNiG prowadziło też działalność poszukiwawczą poza Afryką…

– Rzeczywiście prowadzimy ją także w Pakistanie. W marcu rozpoczniemy tam wiercenia. Mamy duże szanse odkrycia złoża, ponieważ wcześniejsze wiercenia na posiadanym przez nas obszarze koncesyjnym przez włoską firmę ENI potwierdziły występowanie gazu. Korzystnym elementem tej działalności jest to, że w Pakistanie jest duże zapotrzebowanie na gaz ziemny, a ceny są rynkowe. Zasobność złoża jest oceniana na ok. 6 mld m sześciennych. Prace prowadzimy wspólnie z firmą pakistańską, która posiada 30 procent udziałów (zgodnie z wymogiem tamtejszych przepisów), a 70 proc. dla PGNiG. Koszty prac i przesyłu, ewentualne przychody będą dzielone w takich samych proporcjach.


W ubiegłym roku po wizytach prezydenta Lecha Kaczyńskiego w Azerbejdżanie i Kazachstanie mówiło się również o możliwości kupienia udziałów w tamtejszych złożach. Zresztą jeden ze znanych polskich biznesmenów uzyskał koncesje na poszukiwania w Kazachstanie…

– Już trzykrotnie „podchodziliśmy” do rynku azerskiego. W Azerbejdżanie największe perspektywy występowania złóż są na obszarach Morza Kaspijskiego, ale tam koncesje już zostały podzielone. Pewne możliwości są na lądzie, ale tam z kolei tereny, które są proponowane, nie są aż tak atrakcyjne. Wykonane analizy ekonomiczne do proponowanych obszarów nie uzasadniały wystąpienia o przyznanie koncesji. W Kazachstanie aktualnie nie ma wolnych obszarów koncesyjnych. „Wejście” w działalność poszukiwawczą jest możliwe poprzez wykupienie udziałów w spółkach posiadających koncesje na poszukiwania i eksploatację złóż ropy naftowej i gazu ziemnego. Tą drogą w posiadanie koncesji wszedł Ryszard Krauze, którego zapewne pan redaktor ma na myśli. Dowodem na to, że poszukiwania złóż to proces trudny, złożony i kosztowny, świadczą doniesienia prasowe, wskazujące, że spółka Petrolinvest pomimo znacznego zaangażowania nie osiągnęła jeszcze znaczących sukcesów poszukiwawczych w Kazachstanie, choć kraj ten jest uznany za wysoce perspektywiczny, jeśli chodzi o występowanie złóż. Ostatnio w Kazachstanie obserwuje się ograniczenie prac poszukiwawczych i wydobywczych, a przyczyną jest obowiązujący tam podatek eksportowy na ropę naftową w wysokości 35 USD za baryłkę, co czyni eksploatację złóż przy obecnej cenie ropy nieopłacalną.

Politycy zachęcali niedawno do inwestycji w Iraku. PGNiG ciągle czeka z decyzją?

– Do tej pory wiodące znaczenie w tym zakresie miały firmy amerykańskie, z którymi trudno było się porozumieć. Problemem jest jednak przede wszystkim wysokie ryzyko. Ten kraj jest wciąż zbyt niestabilny. Nie tracimy jednak tego rynku z pola widzenia i w miarę stabilizacji jest możliwe zainteresowanie poszukiwaniem złóż w Iraku.