Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo po raz kolejny przymierza się do eksploatacji złóż znajdujących się w Iranie. Właśnie podpisało list intencyjny z National Iranian Oil Company (NIOC) w sprawie współpracy na złożu ropy naftowej Soumar. Giełdowa spółka podaje, że zasoby geologiczne tego złoża wynoszą około 475 mln baryłek. Z kolei bliskowschodnie media precyzują, że z tego wolumenu da się pozyskać około 70 mln baryłek, czyli niespełna 10 mln ton ropy. Dla porównania rafinerie w Gdańsku i Płocku w ubiegłym roku przerobiły prawie 26 mln ton surowca.
Powrót po sześciu latach
PGNiG o ewentualnej inwestycji w irański projekt zdecyduje po sześciomiesięcznej analizie geologiczno-złożowej. – Złoże Soumar uważam za bardzo perspektywiczne, a powrót do współpracy z NIOC otwiera przed nami nowe możliwości wydobywcze – twierdzi cytowany w komunikacie Piotr Woźniak, prezes PGNiG.
Spółka przypomina, że odnowienie współpracy z NIOC nastąpiło po sześcioletniej przerwie. W latach 2008–2010 PGNiG współpracowało z Iranian Offshore Oil Company (IOOC), firmą należącą do NIOC. Strony razem realizowały projekt na złożu Lavan. Tuż po podpisaniu listu intencyjnego, co nastąpiło w lutym 2008 r., pojawiły się informacje, że w złożu może się znajdować 100–250 mld m sześc. gazu oraz 100–200 mln ton ropy. Takie zasoby mogły wystarczyć na zaspokojenie całego popytu naszego kraju na każdy z tych surowców przez wiele lat. Irańska agencja ISNA podawała wówczas, że Polska ma zainwestować w projekty związane z eksploatacją złóż gazu i ropy w Iranie 1 mld USD (wówczas prawie 2,4 mld zł). Do realizacji inwestycji jednak nie doszło. Powodem były sankcje nakładane na Iran w związku z realizowanym tam programem atomowym, którego większość państw nie akceptowała. Sankcje zniesiono dopiero na początku tego roku.
Duże ryzyko
– Projekt w Iranie jest na wczesnym etapie analiz i dziś trudno go oceniać chociażby dlatego, że nie wiadomo, czy PGNiG w ogóle zdecyduje się w niego inwestować. Co do zasady zagraniczne poszukiwania i wydobycie ropy i gazu to naturalny ruch dla grupy, ale jednocześnie bardzo ryzykowny, zwłaszcza na rynkach pozaeuropejskich – zaznacza Krzysztof Pado, analityk DM BDM.
PGNiG jeszcze kilka lat temu posiadało koncesje w Egipcie i Libii. W pierwszym z tych krajów zasoby ropy na koncesji Bahariyja szacowano na 22 mln ton ropy. Z czasem okazało się, że nie ma szans na ich wydobycie. Znacznie większe nadzieje wiązano z Libią. Tam wstępne badania prowadzone na koncesji Murzuq mówiły o złożach gazu sięgających 140–150 mld m sześc. Jednak i z tego kraju PGNiG musiało się wycofać.
