Złoża ropy ... w Polsce

Za ropą
Polski biznes ogarnęła naftowa gorączka. Co chwila ktoś ogłasza, że rusza w daleki świat szukać złóż ropy i gazu. W tym samym czasie do Polski przybywają zagraniczne firmy poszukując tego samego. I znajdują.

Piotra Gliniaka, dyrektora departamentu poszukiwania i eksploatacji złóż w Polskim Górnictwie Naftowym i Gazownictwie (PGNiG), trudno ostatnio zastać w kraju. Ciągle w podróży. Firma działa dziś na kilku kontynentach, trzeba doglądać interesów w różnych miejscach świata. Trwają właśnie przygotowania do rozpoczęcia prac w Libii, gdzie polska spółka wygrała niedawno przetarg zdobywając koncesję na poszukiwanie i wydobycie gazu i ropy w rejonie Murzuq. W Egipcie będzie placówka PGNiG, która zajmie się poszukiwaniem złóż w rejonie Bahariya, na Pustyni Zachodniej. Na instrukcje dyrektora czekają tymczasem w kraju współpracownicy szykujący sprzęt do prac poszukiwawczych w Pakistanie. Tam też już dotarło PGNiG. Rejon jest obiecujący – prace zaczną się pod koniec roku. A to przecież nie koniec zagranicznych projektów, w które ostatnio zaangażował się polski koncern gazowy.
 

 

Najważniejszy kryje się kilkaset metrów pod wodą na Morzu Norweskim. Rok temu PGNiG za 1,8 mld zł kupiło 15 proc. udziałów w spółce mającej prawa do podmorskich złóż Skarv, Snadd oraz Idun. Rozpoznane zasoby to 35,8 mld m sześc. gazu ziemnego oraz 15 mln ton ropy naftowej. Są jednak nadzieje na dalsze odkrycia. PGNiG na szelfie norweskim jest inwestorem finansowym. Głównym udziałowcem i operatorem pozostaje koncern BP. To cenny wspólnik, bo prestiżowy, a na dodatek z dużym doświadczeniem, niezbędnym w trudnych morskich warunkach. Można się przy nim wiele nauczyć.

PGNiG ma spore doświadczenie w poszukiwaniu i wydobyciu gazu, ale na lądzie. W końcu Polska należy do nielicznego grona europejskich krajów, mających znaczące złoża błękitnego paliwa. Te doświadczenia przydadzą się Danii, gdzie PGNiG weszło niedawno do spółki poszukiwawczo-wydobywczej z łotewsko-amerykańską firmą Odin i reprezentującym duński rząd Nordsofonden. Ma w niej 40 proc. udziałów. Wiele wskazuje na to, że duńskie złoża stanowią ciąg dalszy tych samych, które PGNiG odkryło i już eksploatuje na terenie zachodniej Polski.

A przecież jest jeszcze projekt irański, najbardziej intrygujący, choć na razie na wstępnym etapie. Dyrektor wolałby wiele o nim nie mówić. Sprawa jest delikatna ze względu napięcie, jakie na arenie międzynarodowej budzi Iran, i kontrowersje wokół polityki ajatollahów (Rada Bezpieczeństwa ONZ nałożyła sankcje na ten kraj). To ona sprawiła, że państwo leżące na drugich co do wielkości w świecie złożach węglowodorów musi dziś racjonować paliwo, a gaz importować. PGNiG podpisało list intencyjny z miejscową spółką IOOC. Chce nie tylko szukać i wydobywać gaz, ale także uczestniczyć w przedsięwzięciu polegającym na jego skraplaniu. Irańska agencja prasowa ISNA podała niedawno, że polski koncern mógłby zainwestować w tym kraju nawet 1 mld dol. w eksploatację złóż ocenianych na 100–250 mld m sześc. gazu i 100–200 mln ton ropy. PGNiG w oficjalnym komunikacie zapewnia, że spółka „chce być obecna na tym rynku, gdy sankcje będą stopniowo znoszone”.

Irańczycy kuszą polską firmę wizją wspólnej produkcji gazu skroplonego. Wiedzą, że potrzebujemy tego surowca. PGNiG ma budować morski terminal do jego sprowadzania, słynny gazoport w Świnoujściu. A z gazem skroplonym na światowych rynkach krucho. Ten z Iranu byłby jak znalazł.

Bliskowschodni gaz mógłby stanowić element dywersyfikacji dostaw i naszego uniezależnienia od rosyjskiego Gazpromu. W pozostałych przypadkach zagraniczne inwestycje w poszukiwanie i wydobycie gazu służą raczej bezpieczeństwu ekonomicznemu PGNiG niż energetycznemu Polski. Libijski, egipski czy pakistański gaz nie ma szansy trafić do Polski. Za daleko i nie ma rur. Lepiej więc sprzedać go na miejscu. Teoretycznie możliwe jest przesłanie gazu do Polski z Norwegii czy Danii, zwłaszcza jeśli powstałby projektowany polski odcinek Skanled – czyli bałtycka rura łącząca nasz system gazowy z duńskim, a za jego pośrednictwem z zachodnioeuropejskim. Ale i tu trudno ocenić opłacalność takiej operacji, zwłaszcza że wydobycie jeszcze nie ruszyło, a sprawa rury stoi pod coraz większym znakiem zapytania. Na razie są wstępne szacunki dotyczące złóż norweskich. Wynika z nich, że na PGNiG przypadnie w sumie 5 mld m sześc. przez cały okres szacowanego na 15 lat wydobycia. To niewiele. W ciągu roku zużywamy w Polsce trzy razy więcej gazu.

Dziś na wydobyciu ropy i gazu nieźle się zarabia. Polski monopolista wie o tym dobrze, bo miliardowe zyski ma głównie dzięki eksploatacji złóż na terenie Polski. Ropy wprawdzie mało (ok. 500 tys. ton), ale za to gazu sporo, bo 4,3 mld m sześc. rocznie. Dlatego do 2020 r. PGNiG zamierza wydać na inwestycje 16 mld zł, z czego połowę na poszukiwanie i wydobycie surowców. W dużym stopniu będą to projekty zagraniczne. W PGNiG panuje przekonanie, że dzięki takiemu zaangażowaniu polski koncern dołączy do grona najważniejszych graczy w międzynarodowym biznesie gazowym i naftowym.

My szukamy ropy i gazu za granicą, zaś już siedem zagranicznych firm penetruje różne zakątki naszego kraju w poszukiwaniu węglowodorów.Polska leży na obszarze europejskiego basenu gazowego. Jej złoża nie są jeszcze do końca rozpoznane i są słabo eksploatowane – uważa Frank Jackson, członek zarządu spółki Aurelian Oil&Gas Polska. Europejski basen gazowy rozciąga się od Morza Północnego, przez Holandię i Niemcy, aż po Wielkopolskę. Brytyjska spółka ogłosiła właśnie, że odkryła pod Poznaniem na tyle znaczące złoża gazu, że rozpoczyna wydobycie. Powstanie zakład przetwórczy i kolejne odwierty. Pełną zdolność instalacje osiągną w 2013 r., kiedy wydobycie osiągnie 700 mln m sześc. gazu rocznie; potem potrwa jeszcze 15 lat. To ponad 15 proc. obecnie wydobywanego w Polsce gazu.

Brytyjczycy nie działają na ślepo. Miejsca, które wybrali już w latach 70. ubiegłego stulecia, badało PGNiG. Znalazło gaz, ale uznało, że nie da się go wydobyć. Szefowie Aurelian przyznają, że w tamtych czasach była to racjonalna decyzja. Dziś jednak technologia pozwala na eksploatację złóż wcześniej niedostępnych. Spółka dysponuje nowymi metodami, sprawdzonymi na Morzu Północnym, gdzie panują podobnie trudne warunki geologiczne. Problem polega na tym, że gaz nie kryje się pod ziemią w baloniku, który wystarczy odnaleźć i przekłuć, ale wypełnia porowatą warstwę zwaną skałą zbiornikową. Jest ona izolowana w szczelnej strukturze geologicznej, czyli w pułapce złożowej. Jeśli skała zbiornikowa jest zbyt gęsta, gaz sączy się pod małym ciśnieniem i jego wydobycie staje się nieopłacalne. Dziś jednak są sposoby, by taką skałę na głębokości ponad 3 km pokruszyć, uwalniając w ten sposób gaz. Mało tego – możliwe jest też wiercenie poziome, dzięki któremu można dotrzeć do rejonów leżących w odległości kilkunastu kilometrów od szybu. To ważne, bo sporo gazu kryje się dosłownie pod Poznaniem. A trudno przecież na poznańskim starym rynku ustawić wieżę wiertniczą.

O tym, że mamy w Polsce gaz, nie muszą nas przekonywać Anglicy. Państwowy Instytut Geologiczny złoża tego surowca ocenia na 150–160 mld m sześc. Gorzej z ropą. Tej jest niewiele.

– Prowadzimy badania w Bieszczadach. Są nadzieje, że uda nam się znaleźć tam ropę – przekonuje Frank Jackson. Być może tak jak pod Poznaniem uda się reanimować złoża, do których nie udawało się dotychczas dobrać. Orlen też nie traci nadziei i szuka ropy na terenie Lubelszczyzny. Geolodzy studzą jednak optymizm nafciarzy. Jeśli uda się cokolwiek znaleźć, to dobrze. Dziś cenna jest każda baryłka. Ale drugim Kuwejtem nie będziemy.

Dlatego Grupa Lotos całe nadzieje ulokowała na morzu. Jej prezes Paweł Olechnowicz zapewnia, że jego spółka, jak każdy liczący się koncern naftowy, będzie miała swój dział wydobywczy. Właściwie już go ma, bo w skład Grupy wchodzi Petrobaltic, firma prowadząca wydobycie ropy i gazu na polskim szelfie Morza Bałtyckiego. Wydobycie z jednej małej platformy Baltic Beta, stojącej 80 km od Rozewia, na razie nie poraża: daje zaledwie ok. 200 tys. ton ropy rocznie. To nawet jak na Lotos, który nie należy przecież do naftowych gigantów (przerabia 6 mln ton rocznie), ilość aptekarska. W pobliżu dotychczas eksploatowanego udało się jednak niedawno odnaleźć kolejne podmorskie złoże. To szansa na wzrost wydobycia.

Lotosowi ciągle jednak mało. Gdańska spółka prowadzi program inwestycyjny 10+, dzięki któremu od 2012 r. ma przerabiać ponad 10 mln ton rocznie, z czego – jak zapewnia – co najmniej milion ton będzie pochodziło z własnych źródeł. W 2015 r. własnej ropy ma być już dwa razy więcej. Tyle na Bałtyku się nie znajdzie. Dlatego Lotos, śladem PGNiG, ruszył na północ. Założył w Norwegii spółkę Lotos Exploration and Production Norge AS, a pierwszym naftowym sukcesem okazało się pozyskanie do jej kierowania Henrika Carlsena, miejscowego menedżera z wieloletnim doświadczeniem w pracy w Statoil. Drugim było kupno 10 proc. udziałów w koncesjach wydobywczych ze złoża Yme na Morzu Północnym. Cena 52,5 mln dol. Na Lotos przypadnie 6,8 mln baryłek (ok. 900 tys. ton). Rozpoczęcie wydobycia zaplanowano na drugą połowę 2009 r.

Lotos deklaruje, że to początek. Zamierza uzyskać dostęp do kolejnych pól naftowych na norweskim szelfie. Dlaczego tam, a nie na przykład w Kuwejcie, z którym miał kiedyś ochotę robić interesy? – Spośród krajów naftowych Norwegia jest miejscem najbardziej stabilnym i przewidywalnym. To dla nas bardzo ważne – deklaruje prezes Paweł Olechnowicz, który stara się uchodzić za prymusa w dziedzinie bezpieczeństwa energetycznego i uniezależniania się od dostaw rosyjskiej ropy.

Dużo gorzej idzie z tym Orlenowi. Też chciałby mieć własną ropę, ale nie bardzo wie, jak się do tego zabrać, a przede wszystkim – za co? Kontrowersyjny pomysł zakupu litewskiej rafinerii w Możejkach tak osłabił kondycję ekonomiczną płockiego koncernu, że dziś nie jest w stanie sprostać kolejnym wyzwaniom. Nie sprzyja temu także polityczna karuzela kadrowa w zarządzie. Po dymisji prezesa Piotra Kownackiego, człowieka prezydenta, o dość mizernych kwalifikacjach menedżerskich, w Orlenie mamy dwuwładzę: formalnym prezesem jest Wojciech Heydel, bezpartyjny fachowiec z branży naftowej, a jego zastępcą zaufany menedżer PO (współautor programu gospodarczego partii) Jacek Krawiec, bez doświadczenia naftowego. I to Krawiec odpowiada dziś za sprawy ropy. Dlatego nikt inny w Orlenie nie ośmieli się na ten temat ust otworzyć. A Krawiec milczy.

Na razie wiadomo, że płocki koncern w Holandii stworzył spółkę Orlen International Exploration&Production Company BV, ale przez dłuższy czas nie chciał o niej nic konkretnego powiedzieć. Ostatnio zakomunikował, że kupiła ona 50 proc. udziałów w spółce Odin Energi Latvija (obecnie SIA Balin Energy), dysponującej koncesją na poszukiwanie i wydobycie ropy naftowej i gazu na szelfie łotewskim. Czy będzie z tego ropa, nie wiadomo. Spółka na razie analizuje dane geologiczne morskiego dna.

Naftowa gorączka nie ominęła prywatnego biznesu. Znani przedsiębiorcy porzucają swoje dotychczasowe interesy, by oddać się poszukiwaniom rosnącego w cenę płynnego złota. Ryszard Krauze sprzedał informatyczne imperium, bo dziś bardziej od kontraktów na informatyzację ZUS fascynują go nowe szyby wiertnicze w azjatyckim stepie i rosyjskiej tajdze. Kontrolowana przez niego giełdowa spółka Petrolinvest szuka ropy w republice Komi i na terenie Kazachstanu. Działa wspólnie z miejscowymi partnerami i już ma pewne sukcesy. Firma doradcza McDaniel & Associates Consultants oceniła, że złoża należące do Petrolinvestu mogą w perspektywie dać miliard baryłek ropy. Eksploatacja ma się zacząć jeszcze w tym roku. Prezes Petrolinvestu Paweł Gricuk obiecuje, że do końca roku spółka będzie wydobywała 1500 baryłek na dobę, a w przyszłym dojdzie do 5–7 tys. baryłek.

O własnej ropie zamarzyli też dwaj inni biznesmeni, Grzegorz Jankilewicz i Sławomir Smołokowski, właściciele J&S Energy (dziś Grupa Mercuria). Dotychczas znani byli z pośrednictwa w zakupach rosyjskiej ropy przez polskie rafinerie. Wybrali sobie szczególną spółkę – Delta Hydrocarbons z Holandii. Zapowiadają, że w ciągu kilku najbliższych lat zainwestują w nią 250 mln dol. Specjalizuje się ona w wyciskaniu dodatkowej ropy i gazu przed zakończeniem eksploatacji złoża. To technologia, z którą wielu ekspertów wiąże duże nadzieje. Przekonują, że nie nowe odkrycia, a reanimacja starych, pozornie tylko wyeksploatowanych złóż to nasza wielka energetyczna szansa. Na tym jednak nie kończą się ambicje panów J&S. Mercuria inwestuje w inne projekty wydobywcze, m.in. w wydobywanie ciężkiej ropy w Kanadzie (Prosper Petroleum) czy gazu i ropy w Kalifornii (Orchard Petroleum).

Mody na ropę nie mógł przegapić także Jan Kulczyk. W końcu orientuje się w tej branży, o czym można się było przekonać choćby podczas przesłuchań sejmowej komisji śledczej zwanej orlenowską. Od trzech lat niewiele go widać. Mało także słychać o jego interesach, które robi głównie za granicą. Ale biznesem naftowym nie omieszkał się pochwalić. Został akcjonariuszem niewielkiej kanadyjskiej spółki Loon Energy. Notowana na tamtejszej giełdzie spółek wysokiego ryzyka, zajmuje się poszukiwaniem ropy i gazu na kilku kontynentach, m.in. w Brunei, Syrii, Słowenii, Peru i Kolumbii.

– Loon Energy stosuje strategię lokowania się w pobliżu miejsc, gdzie ropę i gaz wydobywają już wielkie koncerny. To zwiększa szansę na sukces i ogranicza ryzyko. Dla takiej małej firmy wystarczy wydobycie nawet kilkuset baryłek dziennie – uważa Andrzej Szczęśniak, ekspert branży paliwowej.

To wysokie ryzyko wynika z charakteru biznesu naftowego, w którym karty rozdają światowi giganci. Każde wiercenie to wydatek kilkunastu milionów dolarów. Jeden, dwa nietrafione odwierty mogą pogrążyć spółkę o kapitalizacji rzędu kilkudziesięciu milionów dolarów; a taką jest kanadyjska spółka Loon Energy. Szczęśliwie dla niej ma zamożnego właściciela, który ponoć odzyskał nawet tytuł najbogatszego Polaka.
 

 

Czytaj także

Aktualności, komentarze

W nowej POLITYCE

Zobacz pełny spis treści »

Poleć stronę

Zamknij
Facebook Twitter Google+ Wykop Poleć Skomentuj