Drogi gaz bez przełożenia na krajowe wydobycie

PGNiG, Lotos i Orlen planują zwiększyć eksploatację krajowych złóż. Ich projekty sytuacji na polskim rynku ropy i gazu jednak nie zmienią.

Ten rok dla spółek zajmujących się wydobyciem ropy naftowej i gazu ziemnego jest wyjątkowo dobry. Wystarczy spojrzeć na ich przychody i zyski po trzech kwartałach. Grupie PGNiG biznes poszukiwawczo-wydobywczy już zapewnił ponad 7 mld zł przychodów i 4,5 mld zł zysku operacyjnego. Już jest to znacznie więcej, niż wynosiły całoroczne rezultaty w 2020 r. czy nawet 2019 r.

Dużą dynamikę widać również w Lotosie i Orlenie. Spółki osiągnęły dobre wyniki finansowe, mimo że nie wykazały się jakimiś spektakularnymi zwyżkami wydobycia. Ponadprzeciętne rezultaty to oczywiście przede wszystkim zasługa wysokich cen ropy i gazu. PGNiG wyliczył, że średnie notowania ropy Brent po trzech kwartałach tego roku (liczone w złotych) były o 57 proc. wyższe od tych sprzed roku. Z kolei średnia arytmetyczna notowań gazu na rynku dnia następnego TGE wzrosła aż o 235 proc.

To mogłoby sugerować, że dziś warunki do zwiększania wydobycia są wyjątkowo korzystne. W Polsce może nawet bardziej niż w wielu innych krajach, gdyż jesteśmy mocno uzależnieni od importu obu surowców, a rząd zachęca do dywersyfikacji dostaw, w tym do pozyskiwania ich z własnych złóż. To jednak w naszej rzeczywistości niewiele zmienia.

Znaczny stopień rozpoznania złóż

PGNiG, firma pozyskująca zdecydowanie najwięcej ropy i gazu nad Wisłą, zapewnia, że swój podstawowy biznes rozwija niezależnie od aktualnych cen obu surowców. Jednocześnie przekonuje, że możliwości nagłego znacznego zwiększenia skali wydobycia w Polsce są ograniczone, co wynika z prowadzonej od wielu lat eksploatacji i znacznego stopnia rozpoznania złóż. „Z tego powodu PGNiG koncentruje się na utrzymaniu obecnego poziomu produkcji i stabilizacji jej w długim terminie, projektach optymalizacyjnych i intensyfikacyjnych (jak Smart Field), a także na projektach zagranicznych. W przypadku złóż krajowych widzimy potencjał w cyfryzacji całego procesu wydobywczego na wszystkich etapach (poszukiwania, rozpoznania, zagospodarowania i wydobycia) oraz szerszego wykorzystania technologii cyfrowych dla lepszego rozpoznania eksploatowanych już złóż i optymalizacji ich produkcji" – twierdzi biuro public relations PGNiG.

W konsekwencji przewidywane jest wydłużenie czasu wydobycia, co powinno prowadzić do zwiększenia łącznego wolumenu pozyskanych surowców w całym okresie eksploatacji złóż, ale niekoniecznie przełoży się to na zwiększenie produkcji w ujęciu rocznym. Spółka prognozuje też, że w kolejnych latach baza zasobów gazu nadal będzie rosnąć, co pozwoli na długookresową stabilizację, a nawet niewielki wzrost produkcji z krajowych złóż. Z opublikowanych niedawno prognoz wynika, że w latach 2021–2023 roczne wydobycie błękitnego paliwa będzie wynosić 3,7 mld m sześc., a w 2024 r zwiększy się do 3,9 mld m sześc.

Zdecydowanie gorzej jest z ropą. Nie dość, że PGNiG pozyskuje jej stosunkowo mało, to w kolejnych latach przewidywane są systematyczne spadki. Według koncernu wpływ na przyszłe wydobycie ma pandemia koronawirusa, która spowodowała wydłużenie inwestycji o kilkanaście miesięcy. To m.in. konsekwencja przedłużających się procesów administracyjnych związanych z uzyskiwaniem koniecznych zgód i pozwoleń, a także zaburzeń w globalnych łańcuchach dostaw, np. opóźnień w dostawach specjalistycznego sprzętu umożliwiającego rozpoczęcie wydobycia ze złoża.

W tym roku grupa na krajowe poszukiwania i wydobycie planuje wydać łącznie 959 mln zł. W 2020 r. było to 906 mln zł. Jednym z najważniejszych realizowanych obecnie projektów jest włączanie do istniejącej infrastruktury wydobywczej na złożu BMB złoża gazu Różańsko. Podjęto też decyzje inwestycyjne dotyczące uruchomienia eksploatacji ze złóż Kramarzówka, Rogoźnica i Gryżyna. Spośród projektów poszukiwawczych spółka duże nadzieje wiąże m.in. z realizowanym odwiertem Lisiniec-1. Najogólniej rzecz ujmując, największy potencjał do zwiększania wydobycia widzi na tzw. Niżu Polskim (woj. lubuskie, wielkopolskie i zachodniopomorskie) oraz Przedgórzu Karpackim (woj. podkarpackie)..

Barierą będzie pozyskanie funduszy

Ostatnio wydobycie w Polsce nieznacznie zwiększyła grupa Lotos. Mogłaby bardziej, ale koncern ciągle nie zdecydował się na zagospodarowanie bałtyckich złóż gazowych B4 i B6. Tymczasem ich zasoby szacowane są na 4,8 mld m sześc. Spółka przekonuje, że projekt został zdefiniowany od strony technicznej i był przygotowany do podjęcia decyzji inwestycyjnej i przejścia do fazy realizacyjnej na początku 2020 r. Plany pokrzyżował jednak Covid-19 i znaczące perturbacje na rynku podwykonawców. Co więcej, Lotos narzeka na dynamicznie zmieniające się ceny gazu. Zauważa, że w ub.r. błękitne paliwo było chwilami notowane na rekordowo niskich poziomach, a w tym roku na rekordowo wysokich. Dodatkowo zmiany bywały gwałtowne i nieprzewidywalne. „Obserwowana dynamika zmian i niepewność na rynku nie sprzyja podejmowaniu decyzji biznesowych o realizacji nowych projektów. Podjęcie decyzji inwestycyjnej w projekcie B4/B6 zakładane jest w warunkach stabilizacji sytuacji rynkowej" – informuje biuro prasowe Lotosu.

Zmieniające się dynamicznie otoczenie nie ma za to wpływu na kontynuację już rozpoczętych inwestycji na eksploatowanych złożach. I tak w celu zwiększenia wydobycia ropy ze złoża B3 koncern wykonał w tym roku kolejny otwór eksploatacyjny B3-13C. Obecnie przygotowuje się do wykonania pod koniec przyszłego roku otworu poszukiwawczego na Bałtyku w całkiem nowej lokalizacji. A co z poszukiwaniami krajowych złóż niekonwencjonalnych? Lotos wskazuje, że jest na etapie analiz geologicznych i ze względu na brak opracowania ewentualnych metod eksploatacyjnych dostępnych na polskim rynku nie są one priorytetem w jego działalności.

Po trzech kwartałach koncern przeznaczył na poszukiwania i wydobycie w Polsce ponad 60 mln zł. W całym 2020 r. było to ponad 110 mln zł. W przyszłym roku oczekuje wzrostu wydobycia. Jak dużego – nie podał. Lotos zauważa, że w dobie transformacji energetycznej i odchodzenia od surowców kopalnych główną barierą w rozwoju biznesu będzie pozyskanie funduszy. „Zasadne staje się łączenie projektów poszukiwawczo-wydobywczych węglowodorowych z poszukiwaniem i ewentualnym zatłaczaniem dwutlenku węgla. Taki plan biznesowy pozwala uzyskać finansowanie i wpływa korzystnie na redukcję emisji gazów cieplarnianych do atmosfery" – twierdzi biuro prasowe Lotosu.

Produkcja energii elektrycznej

Wzrost krajowego wydobycia gazu planuje w przyszłym roku grupa Orlen. Będzie to konsekwencja zagospodarowania złóż Bajerze i Tuchola. „W zakres działań wchodzi budowa kompletnej infrastruktury koniecznej do wydobycia i oczyszczenia gazu ziemnego zaazotowanego, wytwarzanie energii elektrycznej i finalnie sprzedaż wyprodukowanej energii elektrycznej z obu lokalizacji. Całkowita prognoza nakładów na oba zadania mieści się w zatwierdzonym budżecie" – informuje biuro prasowe Orlenu. Rozruch techniczny infrastruktury ma nastąpić na przełomie tego i przyszłego roku, a odbiór końcowy planowany jest w styczniu. Po trzech kwartałach koncern zainwestował w krajowe poszukiwania i wydobycie 78 mln zł, wobec 105 mln zł w analogicznym okresie ub.r. Te pieniądze pozwoliły nie tylko zagospodarować złoża Bajerze i Tuchola, ale też wykonać odwiert Pruchnik-OU1 i rozpocząć prac przy otworze Miłosław-7H. Strategia Orlenu do 2030 r. zakłada kontynuację wydobycia na kluczowych obszarach obecnej działalności. Z kolei wielkość i czas pozyskiwanych surowców uzależnione są m.in. od ich aktualnych rezerw, tempa sczerpywania zasobów i potencjału poszukiwawczego poszczególnych obszarów.