Jak pisaliśmy niedawno w pierwszej części cyklu „Polski gaz”, krajowy rynek gazu ziemnego rozwija się bardzo dynamicznie. W ciągu ostatnich lat zanotowaliśmy wzrost zużycia o kilkanaście procent, osiągając w 2017 roku poziom blisko 18 mld m sześciennych: Rekordowy czas dla polskiego rynku gazu.
Potencjał rozwoju tego rynku jest nadal bardzo duży. W Unii Europejskiej gaz ziemny postrzegany jest jako paliwo bardziej ekologiczne od węgla – dzięki mniejszej emisji CO2 i braku zanieczyszczenia pyłami. Jego wykorzystanie ułatwia też regulowanie systemu energetycznego. Można łatwiej zmniejszać i zwiększać produkcję elektrowni zasilanych gazem niż węglówek. To wszystko sprzyja temu, by w Polsce powstało przynajmniej kilka nowych jednostek gazowych: Energetyka główną siłą napędzającą popyt na gaz
Paliwo sprzed milionów lat
Czym właściwie jest gaz ziemny? To surowiec naturalny, którego złoża można znaleźć w skorupie ziemskiej. Często towarzyszy pokładom ropy naftowej i węgla. Stanowi mieszankę gazów i par, głównie metanu. Zdaniem geologów gaz ziemny powstawał w wyniku przekształcania martwej materii organicznej. Jej szczątki, opadając na dno prehistorycznych mórz i oceanów, dały pożywienie bakteriom i zapoczątkowały trwające miliony lat przemiany w węglowodory. Bardzo istotnym warunkiem było utworzenie się nad przyszłymi złożami nieprzepuszczalnej warstwy mułów. To dzięki nim węglowodory zostały uwięzione głęboko pod ziemią i poddane wysokiej temperaturze i dużym ciśnieniom.
Poszukiwanie złóż i wydobycie węglowodorów na powierzchnię fachowo określa się angielskim słowem upstream. Ich transport i magazynowanie określa się jako midstream. Natomiast etap działalności firm związany z przetwarzaniem surowca, dystrybucją i sprzedażą to downstream.
Przyjrzyjmy się teraz bliżej złożom kontrolowanym przez PGNiG. Firma posiada koncesje na poszukiwanie i rozpoznawanie oraz na eksploatację złóż, zarówno na terenie kraju, jak i poza jego granicami.
Wydobycie z własnych źródeł
Blisko jedna czwarta krajowego zapotrzebowania na gaz ziemny (3,9 mld m sześc.) pokrywana jest ze źródeł krajowych – pozostałą potrzebną ilość importujemy. Polska jest jednym z nielicznych krajów w Europie, które własnym wydobyciem pokrywają część swojego zapotrzebowania na gaz.
PGNiG operuje w Polsce na 21 koncesjach poszukiwawczych i rozpoznawczych złóż ropy i gazu ziemnego oraz na 25 koncesjach łącznych, 213 koncesjach eksploatacyjnych, zlokalizowanych głównie w województwach: zachodniopomorskim, wielkopolskim, podkarpackim i małopolskim. Na uwagę zasługuje wysoka efektywność podejmowanych działań. W 2017 r. – współczynnik trafności dla otworów eksploatacyjnych wyniósł 100%, natomiast dla poszukiwawczych i rozpoznawczych – 63,64% (w tym dla poszukiwawczych 41,67%, a dla rozpoznawczych 90%).
Wydobycie gazu ma miejsce ze złóż zlokalizowanych głównie na Podkarpaciu, gdzie znajduje się największe złoże gazu Przemyśl, a poza tym w Wielkopolsce, w Lubuskiem oraz na mniejszą skalę na Śląsku, Dolnym Śląsku i na Lubelszczyźnie.
Rozwój działalności w Norwegii
Grupa kapitałowa PGNiG jest również obecna w Norwegii – za sprawą spółki zależnej PGNiG Upstream Norway. Aktywność grupy na Norweskim Szelfie Kontynentalnym trwa już od ponad 10 lat. Rozpoczęła się wraz z nabyciem od ExxonMobil udziałów w złożu Skarv. Wydobycie rozpoczęło się w 2012 roku.
Obecnie zaangażowanie PGNiG obejmuje 21 koncesji poszukiwawczo-wydobywczych na Morzu Północnym, Norweskim i Barentsa. Koncern ma udziały w pięciu złożach produkujących ropę i gaz (Skarv, Vilje, Morvin, Vale, Gina Krog). PGNiG ma również udziały w dwóch złożach w fazie zagospodarowania – Skogul oraz Ærfugl, z których wydobycie rozpocznie się w 2020 r.
PGNiG poszukuje ropy i gazu zarówno na koncesjach przylegających do złóż, jak i w obszarach mniej rozpoznanych, gdzie prawdopodobieństwo odkrycia dużych złóż gazu jest większe. Na dwóch koncesjach pełni rolę operatora, czyli ma największe udziały i jest liderem poszukiwań. Zamierza wziąć udział w kolejnych rundach koncesyjnych. Prowadzi też negocjacje handlowe mające na celu pozyskanie kolejnych obszarów koncesyjnych – możliwe, że akwizycja nowych złóż w Norwegii nastąpi jeszcze w 2018 r.
Na wszystkich złożach, z wyjątkiem Vilje, wraz z ropą naftową wydobywany jest również gaz ziemny, który jest przesyłany gazociągiem głównie do Niemiec. Tam odbiera go spółka PGNiG Supply & Trading, która działa na niemieckim rynku. Ropa naftowa sprzedawana jest bezpośrednio ze złóż spółkom Shell (ze złóż Skarv, Vilje i Vale) i Total (ze złoża Morvin).
Istotny kierunek importu
Ubiegłoroczne wydobycie PGNiG na norweskim szelfie wyniosło 0,55 mld m sześc. Gaz w całości trafia na rynek niemiecki, ponieważ nie ma infrastruktury niezbędnej do tego, by przesłać go bezpośrednio do Polski. To ma się zmienić dzięki gazociągowi Baltic Pipe, który połączy złoża norweskie z Polską. Jego budowa powinna ruszyć w 2020 roku i umożliwić przesył już w 2022 r., co pozwoli na rezygnację z dostaw z kierunku wschodniego. Całkowita planowana przepustowość gazociągu to 10 mld m sześc.
Równolegle PGNiG pracuje nad tym, by pięciokrotnie zwiększyć wydobycie w Norwegii, tak by po 2022 r. osiągnąć 2,5 mld m sześc. rocznie i częściowo zasilać Baltic Pipe. Poza tym, jak twierdzi prezes PGNiG Piotr Woźniak, własne wydobycie, niezależnie od tego, czy w Polsce, czy w Norwegii, jest zawsze tańsze od gazu kupowanego od dostawców zewnętrznych.
Nie tylko norweski szelf
PGNiG od ponad 20 lat jest obecny również w Pakistanie. Wydobywa gaz ziemny z dwóch złóż – Rehman i Rizq, które znajdują się na koncesji Kirthar w południowo-wschodniej części kraju. Surowiec wydobywany w Pakistanie w całości trafia na lokalny rynek. PGNiG jako jedna z niewielu obecnych w Pakistanie firm wydobywa tight-gas. Gaz ziemny ściśniony w porach skalnych na głębokości ponad 3,5 tys. m wydobywany jest metodą zabiegów szczelinowania hydraulicznego.
Co przyniesie przyszłość?
Rozwój działalności upstream, czyli poszukiwań i wydobycia, jest bardzo ważną częścią strategii PGNiG do 2022 roku. Większe wolumeny wydobycia oznaczają rozwój biznesu i wzrost wartości grupy.
Strategia PGNiG dla segmentu poszukiwanie i wydobycie przewiduje także zwiększenie do roku 2022 bazy udokumentowanych zasobów, zwiększenie poziomu wydobycia węglowodorów, istotne obniżenie jednostkowych kosztów poszukiwań i rozpoznania złóż, a także utrzymanie jednostkowych kosztów zagospodarowania złóż i wydobycia węglowodorów. Rozwój technologii poszukiwawczych i wydobywczych oraz analiza nowych informacji geologicznych pozwalają mieć nadzieję na nowe odkrycia, na udokumentowanie i w konsekwencji eksploatowanie nowych zasobów węglowodorów.
Kolejną szansą na nowe źródło gazu dla Polski mogą okazać się zasoby w pokładach węgla kamiennego. PGNiG prowadzi w Gilowicach w województwie śląskim pilotażowy projekt pozyskiwania metanu. Jego wyniki, jak dotąd, są dość obiecujące. W ciągu testowego wydobycia uzyskano prawie 900 tys. metrów sześciennych surowca i planuje się nowe odwierty.
