Skomentuj 
Podziel się!
Udostępnij
Twittnij
Wyślij
Drukuj
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 Państwowego Instytutu Geologicznego (PIG) Jerzy Nawrocki.
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.
Ekspert jest zdania, że najbardziej perspektywicznym regionem, jeśli chodzi o występowanie złóż konwencjonalnych, są Karpaty, ale jest to obszar trudny dla prowadzenia prac geologicznych i wiercenia są tam drogie. "Wielkopolska jest świetne rozpoznana, jeśli chodzi o konwencjonalne złoża ropy i gazu. Tam co prawda pojawią się nowe odkrycia, ale to nie będą wielkie pokłady surowca. W Wielkopolsce, na Podkarpaciu czy Pomorzu nie jesteśmy w stanie odnaleźć tak dużych złóż, których wydobycie spowodowałoby wzrost rocznej produkcji np. do 7-8 mld metrów sześciennych rocznie" - dodał.
