Rośnie liczba firm poszukujących i wydobywających gaz

Już około 20 spółek poszukuje w Polsce ropy i gazu. Powoli rośnie również liczba firm wydobywających te surowce

Gdyby oceniać w Polsce zasoby gazu ziemnego i ropy naftowej po liczbie i obszarze przyznanych koncesji poszukiwawczych, wówczas należałoby stwierdzić, że jesteśmy jednym z zasobniejszych w te surowce krajów. Do 1 października Ministerstwo Środowiska wydało 186 koncesji. Niemal połowę pozyskało Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo. Tradycyjnym obszarem zainteresowania giełdowej spółki jest obszar województwa podkarpackiego i małopolskiego oraz lubuskiego i wielkopolskiego. W ostatnich latach firma postarała się też o kilka koncesji w województwach: lubelskim, mazowieckim, zachodniopomorskim, pomorskim i warmińsko-mazurskim.

[srodtytul]Inwestycje w technologie[/srodtytul]

Od wielu lat największe inwestycje związane z poszukiwaniami realizuje PGNiG. Koncern w tym roku i każdym następnym chce wydawać na ten cel ponad 600 mln zł. Na efekty prac trzeba jednak poczekać. Od chwili odkrycia złoża do "odkręcenia kurka" mija bowiem około od 8 do 10 lat. Szybciej się nie da, bo poszukiwanie złóż nie jest proste, tanie ani szybkie. Ilość odwiertów będzie się jednak systematycznie zmniejszać, gdyż PGNiG musi szukać surowców coraz głębiej. Oznacza to, że pojedyncze projekty będą droższe niż dotychczas. Spółka przygotowuje się do wykonania pierwszego w swojej historii odwiertu na głębokość 6,5 tys. metrów. Dokona go kosztem około 90 mln zł w okolicach Kutna, gdzie jest współudziałowcem w koncesji należącej do amerykańskiego FX Energy.

Aby zrealizować swoje zamierzenia w zakresie wydobycia, PGNiG zamierza też stosować nowoczesne technologie. Chodzi o wiercenia w formacjach skalnych charakteryzujących się niskimi wartościami przepuszczalności dla gazu (tight gas i shale gas). Koszty związane z ich realizacją są jednak o 20-25 proc. większe od tradycyjnych metod.

[srodtytul]Amerykanie i Węgrzy[/srodtytul]

Na polskim rynku jest już kilkanaście firm poszukujących węglowodorów. Najwięcej koncesji, poza PGNiG, posiada FX Energy. Firma ta jest właścicielem pozwoleń w centralnej, zachodniej i północnej części kraju. Prowadząc poszukiwania, stara się współpracować z innymi podmiotami, w tym zwłaszcza z PGNiG.

Ostatnio aktywnym graczem w zakresie poszukiwań stała się firma DPV Service, kontrolowana przez węgierski Emfesz. Spółka pozyskała kilkanaście koncesji obejmujących południową część województwa łódzkiego i mazowieckiego. Ich łączny obszar to około 15 tys. kilometrów kwadratowych. Na ten rok DPV Service zaplanował jedynie wstępne badania, które pozwolą określić tereny, na których warto przeprowadzić bardziej szczegółowe prace. W dalszej kolejności firma wykona odwierty o głębokości od 1,8 do 4 kilometrów. Jeden płytki odwiert to koszt kilkunastu milionów złotych. DPV Service może liczyć na wsparcie finansowe ze strony Emfeszu. Będzie też szukać partnerów gotowych współfinansować prace dotyczące poszczególnych koncesji. Liczy zarówno na krajowe, jak i zagraniczne spółki.

[srodtytul]Niedrogie koncesje[/srodtytul]

W Polsce pozwolenia na poszukiwanie węglowodorów nie są zbyt drogie, Z ich otrzymaniem wiążą się jednak pewne zobowiązania inwestycyjne, których wartość jest już znacząca. Dla przykładu, ExxonMobil za nabycie pierwszej koncesji w Polsce o powierzchni 1,2 tys. kilometrów kwadratowych zapłacił około 460 tys. zł, a za drugą - obejmującą obszar prawie 1 tys. kilometrów kwadratowych - około 385 tys. zł. Wartości zaplanowanych inwestycji jednak nie podano. Wśród zagranicznych firm posiadających kilka koncesji nad Wisłą jest RWE Dea, Celtique Energie, CalEnergy, BNK Petroleum, Aurelian Oil & Gas, Lane Energy oraz San Leon Energy. Oprócz tego kilka koncesji na Morzu Bałtyckim posiada Petrobaltic, kontrolowany przez Grupę Lotos. Na Lubelszczyźnie poszukiwania chce prowadzić PKN Orlen. Jedną koncesję ma też spółka PL Energia.

[srodtytul]Produkcja ma wzrosnąć[/srodtytul]

Poszukiwania to pierwszy etap prac związanych z pozyskaniem gazu. Jeśli się zakończą sukcesem, firmy przechodzą do zagospodarowania złoża. Na końcu tego etapu jest rozpoczęcie wydobycia na skalę przemysłową.

Obecnie niespełna 100 proc. pozyskiwanego z krajowych złóż surowca zapewnia PGNiG. W ubiegłym roku spółce udało się wyprodukować około 4,1 mld m sześc. błękitnego paliwa. Zgodnie z cały czas obowiązującą strategią, do 2015 r. wydobycie w kraju i za granicą ma się zwiększyć do ponad 6 mld m sześc. To oznacza, że PGNiG w ciągu sześciu lat musi znaleźć i zagospodarować złoża, które pozwolą uzyskać wzrost produkcji o 50 proc. Nie będzie to łatwe zadanie, zważywszy że udokumentowane zasoby nie pozwalają na zbyt szybki wzrost wydobycia. Większość odkrytych dotychczas złóż jest stosunkowo mała. Z ich zagospodarowaniem wiążą się też większe koszty jednostkowe, przypadające na wydobywany gaz, niż w złożach dużych. Co więcej, okres ich eksploatacji jest krótki. Wreszcie w eksploatowanych kopalniach, w sposób naturalny, wydobycie spada średnio o 7 proc. rocznie.

[srodtytul]Nowe kopalnie[/srodtytul]

Do realizacji planów PGNiG dotyczących wydobycia niewątpliwie przyczyni się uruchomienie kopalni Lubiatów - Międzychód - Grotów. Wybuduje ją konsorcjum, na czele którego stoi giełdowe PBG. Koszt inwestycji wynosi 1,4 mld zł. W trakcie zagospodarowania jest też złoże Wielichowo w Wielkopolsce. Spółka rozmawia z Grupą Lotos o wspólnym zagospodarowaniu dwóch złóż na Morzu Bałtyckim o łącznych zasobach 3,8 mld m sześc. Jeśli wszystko przebiegnie sprawnie, to surowiec z tego obszaru mógłby trafić do odbiorców w ciągu 5-6 lat. Wśród nielicznych firm, które już uruchomiły kopalnie, jest FX Energy. Amerykańska spółka posiada około 0,1 mld m sześc. gazu w złożu Wilga, znajdującym się na południe od Warszawy.

W 2010 r. rozpoczęcie eksploatacji złoża Siekierki, zlokalizowanego na południowy wschód od Poznania, zapowiada brytyjski Aurelian Oil & Gas. Docelowo roczna sprzedaż gazu stamtąd powinna osiągnąć 600 mln m sześc. Firma szacuje, że inwestycje w Siekierki wyniosą łącznie 250-350 mln euro (1,1-1,5 mld zł).

W tej kwocie zawiera się m.in. wykonanie 14 odwiertów za 20 mln euro każdy i budowa zakładu eksploatacji i przetwarzania gazu za 45 mln euro. Prawdopodobnie inwestycja zacznie przynosić zyski w 2016 lub 2017 r. Za jej realizację odpowiada spółka celowa Energia Zachód, w której 50 proc. udziałów należy do Aureliana, 40 proc. do firmy poszukiwawczo-wydobywczej Canamens, a 10 proc. do funduszu Avobone.

[srodtytul]Odazotownia w Odolanowie[/srodtytul]

Również PGNiG inwestuje w zakłady przetwarzające gaz. Przede wszystkim spółka rozbudowuje odazotownię w Odolanowie. W tym i następnym roku chce wydać na nią łącznie 34 mln zł. Obiekt w Odolanowie pozwoli przetwarzać większe ilości gazu zaazotowanego, wydobywanego w kopalniach w Wielkopolsce, na ziemi lubuskiej oraz na Dolnym Śląsku, na gaz wysokometanowy. Ten ostatni jest powszechnie stosowany oraz preferowany zarówno w gospodarstwach domowych, jak i w przemyśle. W 2008 r. PGNiG przetworzyło prawie 1,4 mld m sześc. zaazotowanego surowca. W tym chce już przetworzyć 1,5 mld m sześc., a docelowo nawet 2 mld. W ubiegłym roku wyprodukowano z niego 0,88 mld m sześc. gazu wysokometanowego, a w tym będzie go 0,94 mld.

Dzięki inwestycji w Odolanowie, giełdowa spółka zamierza również podwoić produkcję skroplonego gazu LNG. Kolejny cel modernizacji odazotowni to zwiększenie o 25 proc. produkcji helu. W Europie, poza Rosją, nikt nie wytwarza tego surowca.

[srodtytul]Zakład w Grodzisku[/srodtytul]

Więcej gazu wysokometanowego dla krajowych odbiorców zapewni także odazotownia w Grodzisku Wielkopolskim. To drugi, po zakładzie w Odolanowie, obiekt w Polsce przetwarzający surowiec zaazotowany. Rocznie ze złóż zlokalizowanych w Wielkopolsce, na ziemi lubuskiej i Pomorzu będzie go pobierać od 280 mln m sześc. do 640 mln m sześc.Na razie linie produkcyjne są w fazie rozruchu technologicznego. PGNiG nie ujawnia, kiedy mogą osiągnąć pełne moce. W zależności od składu dostarczanego surowca zakład będzie wytwarzać od 120 mln do 467 mln m sześc. gazu wysokometanowego. Odazotownia w Grodzisku ma też produkować gaz LNG oraz hel. Łączne koszty związane z jej powstaniem wyniosły 119,8 mln zł. Niemal cała kwota przypadła na konsorcjum firm budujących zakład, tworzone przez giełdowe PBG, amerykański Chart-Process Systems Division i kanadyjskie Thermo Design Engineering.

[ramka][b]99,8 mld m3[/b]

wynoszą zasoby wydobywalne gazu ziemnego w Polsce według stanu przyjętego przez ministra środowiska na koniec 2007 roku

[b]4,1 mld m3[/b]

wyniosło w zeszłym roku krajowe wydobycie gazu ziemnego (spadło z 4,3 mld m3) zrealizowane przez Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo

[b]186[/b]

koncesji wydało do 1 października tego roku Ministerstwo Środowiska na poszukiwania gazu ziemnego i ropy naftowej w Polsce[/ramka]