[b]Ile pieniędzy zamierza przeznaczać grupa PGNiG na poszukiwania gazu ziemnego i ropy naftowej w Polsce?[/b]

Co roku chcemy wydawać na ten cel około 600 mln zł. Większość pieniędzy, bo około 4/5, przeznaczymy na badania geofizyczne i wiercenia.

[b]W jakich częściach kraju zamierzacie szukać gazu? [/b]

Dotychczas koncentrowaliśmy się niemal wyłącznie na poszukiwaniach w południowej i zachodniej części Polski. Teraz większy nacisk zamierzamy położyć na badania i wiercenia na Lubelszczyźnie, Mazowszu oraz na Pomorzu. Na tych obszarach planujemy też w większym stopniu niż dotychczas współpracować z zagranicznymi firmami, zwłaszcza przy wykorzystaniu nowych technologii.

[b]Jakie technologie ma Pan myśli?[/b]

Chodzi o tight gas i shale gas, czyli wiercenia w formacjach skalnych charakteryzujących się niskimi wartościami przepuszczalności dla gazu. Innymi słowy są to technologie, które pozwalają wydobywać błękitne paliwo ze skał, z których nie można go eksploatować, korzystając z tradycyjnych technologii.

[b]Ile będzie kosztować wprowadzenie nowych technologii?[/b]

Od tradycyjnych są droższe o 20-25 proc. Tak jak wspomniałem, koszty jednak obniżymy, wchodząc w kooperację z innymi firmami, rozkładając przy tej okazji także ryzyko poszukiwawcze.

[b]Z kim rozmawiacie o współpracy?[/b]

Prawie ze wszystkimi, którzy mają w Polsce koncesje. Są to m.in. firmy: FX Energy, RWE Dea, Celtique Energie, DPV Service, CalEnergy, ExxonMobil, Marathon, Chevron.

[b]Na kiedy zaplanowano pierwsze wiercenia przy zastosowaniu nowych technologii?[/b]

Sądzę, że uda nam się je przeprowadzić na przełomie 2011 i 2012 roku.

[b]PGNiG informowało również, że zamierza poszukiwać gazu na większych głębokościach.[/b]

To prawda. Pierwszy otwór o głębokości 6,5 km chcemy wykonać w okolicach Kutna. Jego koszt wyniesie około 90 mln zł (obiekt znajduje się na koncesji FX Energy). Obecnie negocjujemy warunki współpracy z amerykańskim FX Energy, z którym chcemy podzielić się po połowie przyszłymi wydatkami i wpływami. Jak wszystko dobrze pójdzie, prace wiertnicze rozpoczniemy na przełomie 2010 i 2011 r. Wcześniej, bo w 2010 r., planujemy samodzielnie przeprowadzić głębokie odwierty w rejonie Centralnej Depresji Karpackiej, czyli w Bieszczadach i na Pogórzu Dynowskim. Będą one nieco płytsze niż pod Kutnem. Powinny jednak przekroczyć głębokość 5 km.

[b]Jaka jest polityka PGNiG dotycząca nowych koncesji poszukiwawczych w zakresie gazu w Polsce?[/b]

Obecnie mamy ich ponad 70. Nasze koncesje obejmują 52 tys. kilometrów kwadratowych powierzchni kraju. Obszar ten chcemy powiększyć do 55 tys. kilometrów kwadratowych.

[b]Czy to pozwoli Polsce na uzyskiwanie większych ilości gazu ze złóż własnych?[/b]

PGNiG cały czas dąży do zwiększenia wydobycia krajowego, ale osiągnięcie tego celu nie jest łatwe. Przede wszystkim nie ma w kraju dużych złóż. Z kolei te, które mamy, nie zawsze możemy szybko zagospodarować. Czasami bariery natury administracyjno-prawnej, związane chociażby ze spełnieniem w niektórych miejscach wymogów Natury 2000, skutecznie uniemożliwiają dokonanie odwiertów. Zdarzają się też sytuacje, gdy pojedyncze osoby blokują eksploatację złoża, uniemożliwiając doprowadzenie do niego gazociągu. Pewnym rozwiązaniem byłoby w tym przypadku nadanie pracom związanym z zagospodarowaniem złóż statusu wyższej użyteczności publicznej. Chodzi o to, aby nie było możliwości ich zablokowania przez pojedyncze osoby.

[b]Skoro w kraju trudno zwiększyć skokowo wydobycie gazu, to może uda siź to za granicą?[/b]

Jest na to duża szansa. Przede wszystkim mamy udokumentowane zasoby gazu na szelfie norweskim w ramach koncesji Skarv, Snadd i Idun. Wynoszą one 35,8 mld m sześc. gazu oraz 15 mln ton ropy. Nasz udział w tej koncesji wynosi 12 procent. Wydobycie rozpocznie się w 2011 roku. Szacujemy, że dzięki posiadanemu udziałowi rocznie będziemy pozyskiwać około 0,5 mld m sześc. gazu.

[b]Poza tym na Morzu Norweskim posiadacie trzy koncesje poszukiwawcze?[/b]

Tak, są to koncesje oznaczone jako, PL 350, PL 419 i PL 521. We wszystkich mamy mniejszościowe udziały. Wszystkie znajdują się też w niedalekiej odległości od złóż Skarv, Snadd i Idun. Wkrótce rozpoczniemy na nich badania geofizyczne. Na ich podstawie współudziałowcy licencji podejmą decyzję o przeprowadzeniu ewentualnych wierceń.

[b]Kolejny najbardziej perspektywiczny obszar poszukiwań to Libia. Jak tam przebiegają prace?[/b]

W Libii kończymy trójwymiarowe badania geofizyczne 3D na obszarze 1,5. tys. kilometrów kwadratowych. Równolegle trwają dwuwymiarowe badania geofizyczne 2D. Obejmują 2,5 tys. kilometrów kwadratowych. Wszystkie badania prowadzimy w ramach koncesji Murzuq (na zachodzie Libii). Dotychczasowe wyniki są obiecujące i jest duża szansa, że potwierdzą się wcześniejsze szacunki mówiące o 140 mld metrów sześciennych gazu na tym obszarze. Pierwsze wiercenia poszukiwawcze planujemy przeprowadzić pod koniec przyszłego roku. Jeśli od razu natrafimy na gaz w ilościach nadających się do eksploatacji, wówczas będziemy musieli jeszcze położyć około 80 kilometrów gazociągu, który połączy złoże z libijską siecią. Przy sprzyjających warunkach w 2013 roku może ruszyć wydobycie na skalę przemysłową.

[b]PGNiG szuka też gazu w Danii.[/b]

W tym kraju kończymy sejsmikę 3D. W połowie przyszłego roku chcemy wykonać pierwszy otwór poszukiwawczy, oczywiście o ile badania sejsmiczne potwierdzą dotychczasowe założenia. Szacunkowe ilości gazu w duńskiej koncesji o numerze 1/05 wynoszą 4,8 mld metrów sześciennych oraz 3,1 mln ton ropy naftowej.

[b]Ostatnio PGNiG zintensyfikowało działalność w Egipcie. Tam jednak koncentrujecie się na poszukiwaniach ropy naftowej.[/b]

Poszukiwania w tym kraju dopiero rozpoczynamy. Niedawno zarejestrowaliśmy tam nasz oddział. Pod koniec roku chcemy rozpocząć wstępne badania w ramach koncesji Bahariyja w prowincji naftowej Pustyni Zachodniej. Liczymy, że w 2010 roku rozpoczniemy dwuwymiarowe badania geofizyczne. Rok później powinniśmy wykonać dwa odwierty. Szacunkowe zasoby w tej koncesji wynoszą 22 mln ton ropy naftowej.

[b]Dziękuję za rozmowę. [/b]