font_preload
PL / EN
Energetyka Gaz 3 października, 2017 godz. 7:30   
KOMENTUJE: Paweł Poprawa

Poprawa: Złoża gazu w Norwegii wystarczą na lata

Photo_ Ole Jørgen Bratland _ Statoil – Statoil – Gina Krog field in the North Sea – 1457600(1) Platforma wydobywcza na złożu Gina Krog. Fot. Ole Jørgen Bratland/Statoil

W ciągu 10 lat PGNiG zainwestowało na Norweskim Szelfie Kontynentalnym ok. 5,3 mld zł. Od rozpoczęcia produkcji w 2012 r. PGNIG wydobyło tam 2,14 mld m sześc. gazu ziemnego i prawie 2,2 mln ton ropy naftowej. Pojawiają się pytania o dalszą zasobność w surowce tego terenu. Czy warto zatem dalej inwestować w Norwegii? O tym rozmawialiśmy z Pawłem Poprawą, ekspertem ds. rynku energii z Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie.

Norwegia zwiększa wydobycie gazu

– Norwegia to kraj naftowy. W basenie Morza Północnego rzeczywiście wydobycie ropy jest zaawansowane, a niektóre złoża są już niemal wyczerpane. Jednak perspektywy wydobycia surowców są znacznie bardziej optymistyczne niż inne kraje basenu Morza Północnego. Norweskie złoża ciągną się jednak dalej na północ, aż do Morza Barentsa – powiedział ekspert. Strona norweska twierdzi, że od rozpoczęcia wydobycia w latach 50. wyczerpane zostało 50 proc. złóż gazu ziemnego. Jego wydobycie wzrasta gazu ziemnego, choć znacząco spada wydobycie ropy. Oznacza to, że poszczególne obszary na Szelfie Norweskim zużyte są w zróżnicowanym stopniu.

– Idąc na północ, gdzie znajdują się niezagospodarowane złoża, przesuwamy się jednak w stronę trudniejszych warunków, gdzie panuje sub-arktyczny klimat. Przekłada się to na wzrost kosztów i pojawia się pytanie o komercyjne warunki wydobycia. Zależy to jednak to indywidualnie od każdego złoża – wyjaśniał ekspert.

Złoża w Norwegii to element łańcucha dostaw dla Korytarza Norweskiego

Ekspert twierdzi, że działalność PGNiG w Norwegii pozostaje w synergii z decyzją o budowie Baltic Pipe. – Decydując się na budowę takiego rurociągu trzeba mieć pewność, że zostanie zapewniona przepustowość 10 mld m sześc. gazu – powiedział Poprawa. PGNiG planuje wydobywać w 2022 roku ok. 2,5 mld m sześc. gazu, a więc – jak podkreślił ekspert – pozostałe trzy czwarte zapotrzebowania należy zakupić od innych firm.

Pojawiają się też pytania o porównanie ceny tego rozwiązania z opcją dalszego importu gazu z Rosji. -Biorąc pod uwagę postępującą w Polsce liberalizację rynku gazu oraz uwarunkowania europejskie, gaz z Norwegii będzie musiał być sprzedawany po takiej samej cenie jak z Rosji i będzie musiał konkurować na giełdzie z tym surowcem. Koszt gazu z Norwegii jest bardzo trudno komentować, nie znając szczegółów studium wykonalności projektu. PGNiG ma potencjalnych odbiorców dla swojego gazu i prognozuje, że przedsięwzięcie to okaże się rentowne – mówił. Jak powiedział ekspert, obecnie trwa procedura Open Season, dotyczącą rezerwacji przepustowości mającego powstać gazociągu Baltic Pipe.

– Jeśli zgłosi się dostateczna liczba chętnych, którzy będą zainteresowani wolumenem gazu pozwalającym na uruchomienie projektu, to wówczas nic nie będzie stało na przeszkodzie, aby podjąć na poziomie decyzję inwestycyjną. Strona duńska, a więc drugi partner projektu, jak dotychczas jest pozytywnie nastawiona do projektu – dodał Poprawa.

Cena gazu z Norwegii zależy od rentowności danego złoża

Jak powiedział, spekulacje dotyczące ceny są przedwczesne, ponieważ nie da się powiedzieć, ile będzie rzeczywiście kosztował. – Każde złoże ma swoje koszty i jego opłacalność w każdym przypadku jest inna. Po drodze będą także koszty amortyzacji, wynikające z budowy Baltic Pipe. Trudno z zewnątrz, nie mając dostępu do danych wynikających z studium wykonalności projektu, określić pułap cenowy. Gdyby projekt ten nie był opłacalny inaczej, nikt gazu z Norwegii by nie kupił. Wiem zaś, że Baltic Pipe to projekt biznesowy, a partnerzy zaświadczają, że finansowo on się powiedzie – podkreślił.

Dodał także, że biorąc pod uwagę doświadczenia historyczne nikt nie jest stanie w przewidzieć, jaki będzie poziom cen ropy i gazu ziemnego za kilka lat. – Prognozy w perspektywie kilkuletniej jak dotychczas się nie sprawdzają. Żadna z istotnych dla rynku zmian cen surowca w ostatnich kilkudziesięciu lat na światowych rynkach nie została przewidziana, a wahania i zmiany rynku zaskakują graczy, gdzie przykładem jest spadek cen ropy do 9 dol. za baryłkę w drugiej połowie latach 90. albo skok do poziomu ok. 120-140 dol. by latach 2015-2017 spaść do średnio poziomu ok. 40-50 proc. poniżej tej wartości. W przyszłości też możemy być zaskakiwani zmianą cen ropy i gazu. To przekłada się również na ryzyko inwestycji w Norwegii To jest jednak natura rynku i wszyscy muszą z tym ryzykiem funkcjonować, wykonując prognozy, rozstrzygające rentowność danego projektu – powiedział Poprawa.

Norwegia przygląda się Baltic Pipe

Norwescy partnerzy zadeklarowali chęć współpracy przy Baltic Pipe, przy czym Statoil zastrzegł, że nie chce być jego udziałowcem. – W interesie państwa norweskiego jest wydobycie gazu i jego sprzedaż w naszym regionie, ale Statoil to przedsiębiorstwo komercyjne, którego cele nie muszą pokrywać się z celami państwa – skomentował Poprawa. – Dla PGNiG Baltic Pipe jest projektem o wiele ważniejszym, niż dla Norwegów. Norwegowie są jednak zainteresowani sprzedażą gazu, a PGNiG będzie musiał dokupić brakujące wolumeny na rynku. Komercyjne interesy mogą połączyć zainteresowane strony zarówno Polskę, Danię i Norwegię – zakończył.