PGNiG rozwija krajowe wydobycie. „Bezpieczeństwo i eksport” [ANALIZA]

Na wstępie, z kronikarskiego obowiązku, warto odnotować kilka podstawowych faktów dotyczących roku 2016. Będą one stanowić dobry przyczynek do dalszych rozważań i pozwolą nabrać całościowego poglądu na interesujące działania polskiego giganta naftowo-gazowego.

W ubiegłym roku spółka prowadziła intensywne prace w województwach zachodniopomorskim, pomorskim, lubuskim, wielkopolskim, małopolskim i podkarpackim. W związku z nimi wykonano 11 odwiertów eksploatacyjnych i 19 poszukiwawczo-rozpoznawczych, co łącznie daje nam liczbę 30 – ważną w kontekście dalszych rozważań. W 22 otworach stwierdzono występowanie węglowodorów. Na uwagę zasługuje wysoka efektywność podejmowanych działań – współczynnik trafności dla otworów eksploatacyjnych wyniósł 100%, natomiast dla poszukiwawczych i rozpoznawczych – 85%. To pozwoliło zachować spółce pewną „rezerwę strategiczną”, umożliwiającą rozwijanie aktywności w roku 2017. Dziesięć otworów eksploatacyjnych wykonanych zostało  na złożach, z których prowadzi się wydobycie udokumentowanych zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego, w tym 8 otworów gazowych i 2 odwierty ropne. Zagospodarowanie tych odwiertów pozwoli zwiększyć zdolności wydobywcze z już eksploatowanych złóż gazu ziemnego o około 26 mln m3 gazu wysokometanowego, tj. około 168 tys. boe oraz ropy naftowej o około 21 tys. ton, tj. 163 tys. boe w pierwszym roku eksploatacji.

PGNiG udało się również dokonać odkryć 10 nowych złóż gazu na terytorium Polski, są to: Borowo, Dargosław, Husów Albigowa Krasne pole Siedleczka, Rogoźnica-3K, Dąbrowica Duża, Przemyśl 66A / Przemyśl 283K / Przemyśl-286K (odkrycie nowych horyzontów gazowych), Lubliniec Cieszanów, Gnojnica, Draganowa, Krobielewko. Szacowane zasoby węglowodorów na tych złożach wynoszą ok. 10mld m3 gazu wysokometanowego, tj. ok. 67 mln boe. Pewne znaczenie w tym kontekście ma również fakt, że w ub. r. spółka wykonała badania sejsmiczne 3D na obszarze ok. 700 km2 oraz sejsmikę 2D na obszarze ok. 170 km2. Dzięki temu możliwe stało się opracowanie mapy pokładów geologicznych znajdujących się na dużych głębokościach – do kilku kilometrów.

Duże zaangażowanie spółki w krajowe wydobycie potwierdzają także inne zaprezentowane przez nią dane. W specjalnym komunikacie czytamy, że w ubiegłym roku „(…) podłączonych zostało 12 odwiertów eksploatacyjnych, nastąpiło zagospodarowanie 2 złóż (Połecko i Karmin), budowa instalacji membranowej do odzysku helu na strumieniu gazu produkowanego przez KGZ Kościan – Brońsko, jak i inwestycje w zakresie rozbudowy magazynów: KPMG Kosakowo - odbiór końcowy komory magazynowej K-5 (ostatniej piątej komory klastra A), oraz PMG Brzeźnica - rozbudowa PMG Brzeźnica”.

Od kilku lat firma sukcesywnie prowadzi prace poszukiwawczo-eksploatacyjne w kraju. Z planów Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa wynika, że i w 2017 roku spółka planuje zwiększyć w stosunku r/r liczbę odwiertów o 25% (zarówno poszukiwawczych, jak i eksploatacyjnych). To jednak nie wszystko, należy również zauwazyć, że oprócz wyrównania poziomu notowanego w 2015 r., PGNiG zamierza realizować także działania o charakterze strukturalnym, które pozwolą zoptymalizować zarządzanie portfelem wydobywczym w Polsce. Zaliczają się do nich  przede wszystkim kwestie związane z zagospodarowaniem złóż – zarówno w kontekście kontynuacji badan sejsmicznych (szczególnie 3D), jak i prac związanych z przyłączaniem 22 odwiertów do kopalń.

Zestawienie danych za rok 2016 i 2017 już na pierwszy rzut oka wskazuje podstawowy kierunek działań PGNiG – zwiększenie szeroko rozumianej niezależności gazowej. To jednak zawężona perspektywa, ponieważ decyzje w segmencie poszukiwawczo-wydobywczym należy interpretować w ścisłej korelacji z działaniami podejmowanymi na innych polach – także we współpracy z rządem i operatorem systemu przesyłowego.

W tym kontekście warto odnotować, że surowiec, który PGNiG sprzedaje za granicę pochodzi z portfela spółki, zaś cena jest uzależniona od uśrednionych kosztów jego pozyskiwania z różnych źródeł. Wliczane są do nich zarówno wolumeny pochodzące ze Wschodu, jak i LNG, czy wreszcie krajowe wydobycie. Uśredniony koszt pozyskania 1000 m3 gazu z importu jest zauważalnie wyższy, aniżeli w przypadku paliwa pochodzącego z wydobycia krajowego.

To bardzo istotne, kiedy weźmiemy pod uwagę zapowiedzi zarówno ministra Piotra Naimskiego, jak i zarządu PGNiG, mówiące coraz odważniej o otwarciu się na rynki ościenne oraz budowaniu na terytorium naszego kraju regionalnego hubu gazowego. Podczas niedawnej wizyty w Krakowie, przy okazji prezentacji nowej strategii Polskiej Spółki Gazownictwa, pełnomocnik rządu ds. strategicznej infrastruktury energetycznej poinformował, że „prowadzone są rozmowy” z zagranicznymi odbiorcami, których celem jest sprzedaż surowca pochodzącego z tzw. Bramy Północnej. Przypomnijmy, że w jej skład wchodzi Terminal LNG im. Prezydenta Lecha Kaczyńskiego oraz planowane połączenie ze złożami na Morzu Północnym - tzw. Korytarz Norweski. Potencjalnie z tego kierunku możliwy będzie import ok. 17,5 - 20 mld m3 gazu. Zgodnie z zapowiedziami istotna część tego wolumenu skierowana zostanie na rynki ościenne  - np. na Ukrainę, z którą rozbudowywany interkonektor ma mieć przepustowość 7 mld m3 rocznie. Piotr Woźniak, prezes PGNiG, klarował niedawno (potwierdzając stawianą powyżej tezę o chęci wzmocnienia kooperacji z naszym wschodnim sąsiadem): „Przez ostatnie pół roku sprzedaliśmy 370 mln m3 gazu na Ukrainę. Przy czym sposób sprzedaży był podręcznikowy. Nie było żadnych problemów. Również z terminowością płatności. To bardzo dobrze rokuje”.

Obniżenie średniego kosztu pozyskiwania surowca, poprzez planowane długookresowo zwiększenie krajowego wydobycia oraz jego efektywności, pozwoli uatrakcyjnić ofertę skierowaną do państw naszego regionu. To istotne, biorąc pod uwagę strategię Gazpromu, który pod naciskiem Komisji Europejskiej będzie musiał znacząco obniżyć ceny. Wiele wskazuje na to, że wypełnianie zaleceń KE zostanie wykorzystane, jako pretekst do stosowania klasycznego dumpingu. Potencjalnym celem będzie rzecz jasna utrzymanie wpływów w Europie Środkowo – Wschodniej i obniżenie rentowności projektów dywersyfikacyjnych. W połączeniu z uwarunkowaniami infrastrukturalnymi stawia to Rosjan na pozycji uprzywilejowanej, tworząc równocześnie pewne szanse rozwojowe m.in. dla Polski.

Niejako „efektem ubocznym” opisanych powyżej działań będzie konieczność intenstyfikacji prac w zakresie rozbudowy powierzchni magazynowej – realizowanej sukcesywnie (z lepszymi lub gorszymi rezultatami) od kilku lat – oraz doskonalenie know-how w zakresie usług serwisowych, które PGNiG chce rozwijać na rynkach zagranicznych np. w Iranie. To dobre wiadomości, ponieważ jednym z elementów optymalizacji państwowych gigantów powinny być właśnie działania, które oprócz realizacji celów bezpośrednich pozwalają również na rozszerzanie zasobów kompetencyjno – strukturalnych.