Ostatnie odkrycia gazu konwencjonalnego przez PGNiG nie są niczym spektakularnym - podobne odkrywane były zawsze, jednak spółka o tym nie informowała. Zaczęła to robić kiedy zrozumiała, że ma to wpływ na jej kondycję, np. notowania giełdowe - uważa dyrektor PIG Jerzy Nawrocki.
Polska wykorzystuje rocznie ok. 16 mld metrów sześciennych gazu, a wydobywa ok. 4,5 mld metrów sześciennych. Chodzi o gaz konwencjonalny, bo jak dotąd nie rozpoczęto produkcji gazu łupkowego na komercyjną skalę. Z roku na rok znajdowane są jednak kolejne złoża gazu ziemnego w pokładach konwencjonalnych. W ostatnich dniach trwa dobra passa PGNiG. Spółka w lutym poinformowała o dwóch dużych odkryciach surowca - na Pomorzu i Podkarpaciu.
12 lutego spółka podała, że odkryła złoże gazu ziemnego na koncesji Zalesie-Jodłówka-Skopów w woj. podkarpackim. Wstępnie szacuje się, że zasoby wynoszą kilka miliardów metrów sześciennych. Kilka dni wcześnie spółka potwierdziła odnalezienie złoża na Pomorzu.
Jak mówi dyrektor Państwowego Instytutu Geologicznego Jerzy Nawrocki, złoża gazu konwencjonalnego odnajdowane były zawsze, jednak PGNiG nie informowało o tych odkryciach. - Firmy zachodnie przy każdym sukcesie związanym z poszukiwaniami nagłaśniają go. Firmy polskie dotychczas tego nie robiły, ale zdały sobie sprawę, jaki to ma wpływ na ich kondycję, choćby na notowania na giełdzie - powiedział PAP.
Zdaniem Nawrockiego, przyszłość przyniesie kolejne odkrycia gazu konwencjonalnego w Polsce. Jak wskazał, perspektywiczne regiony to obszar Karpat oraz Wielkopolska, który wchodzi w skład dużego basenu permskiego rozciągającego się poprzez Pomorze Zachodnie, północne Niemcy w stronę Morza Północnego. - Skuteczność poszukiwań na Morzu Północnym jest dosyć duża, a u nas pewnie jeszcze sporo jest do odkrycia - powiedział. Dodał jednak, że nowe odkrycia nie będą spektakularne, ale dzięki nim Polska będzie utrzymywać wydobycie na poziomie 30-40 proc. krajowego zapotrzebowania.
Ekspert Instytutu Studiów Energetycznych Paweł Poprawa podkreśla, że nie wystarczy odnaleźć gaz, ale trzeba jeszcze zainwestować znaczne środki w jego wydobycie. - Przykładem niech będzie budowa przez PGNiG kopalni Lubiatów-Międzychód-Grotów. 14 otworów produkcyjnych kosztowało 1,7 mld. Budowa trwała 5 lat - powiedział PAP.
PGNiG ma jednak ograniczone środki, bo równocześnie inwestuje w poszukiwania gazu z łupków. Jednocześnie - jak mówi Poprawa - spółka nie działa na rynku na komercyjnych zasadach. Jak wyjaśnił, gaz wydobywany w kraju przez koncern kosztuje średnio 120 - 140 dolarów za tys. metrów sześciennych, gdy tymczasem gaz sprowadzany przez nią z Rosji jest bardzo drogi. Według nieoficjalnych informacji gaz ten kosztuje miedzy 350 a 400 dol. za tysiąc m. sześciennych.
- Te dwie pule są mieszane i tworzona jest wypadkowa cena dla odbiorców przemysłowych i indywidualnych. To jest korzystne z punktu widzenia odbiorców, bo otrzymują tańszy gaz, ale zupełnie fatalne dla PGNiG, które nie może komercjalizować swoich prac poszukiwawczych i wydobywczych. To nie ma nic wspólnego z normalnym modelem komercyjnym - powiedział.
Jak dodał, gdyby PGNiG sprzedawało wydobywany w Polsce gaz na zasadach rynkowych, spółka osiągałaby bardzo duże przychody i mogłaby przeznaczyć je na poszukiwania. - Gdyby PGNiG miało więcej pieniędzy, na pewno mielibyśmy więcej odkryć. Nie byłyby to oczywiście wielkie, przełomowe odkrycia, ale umożliwiłyby utrzymanie 4-5 mld m sześć wydobycia rocznie. To jest bardzo realistyczne - powiedział Poprawa.
Uważa on jednak, że celem PGNiG powinno być nie tylko odkrywanie nowych złóż, by utrzymać poziom produkcji, ale także zwiększenie efektywności wydobycia. - Średnio w Polsce ze złoża konwencjonalnego wydobywa się 60-70 proc. znajdującego się w nim gazu. Inwestując w nowoczesne technologie można podwyższyć ten współczynnik - podkreślił.
Jeżeli chcesz codziennie otrzymywać informacje o aktualnych publikacjach ukazujących się na portalu netTG.pl Gospodarka i Ludzie, zapisz się do newslettera.
