PGNiG przyznaje, że osiągnie później cel udziału własnego gazu w zarezerwowanej przepustowości Baltic Pipe. Powodem mogą być trudne warunki ekonomiczne branży. Reszta surowca ma pochodzić z nowych umów gazowych, których powinno być kilka – pisze Wojciech Jakóbik, redaktor naczelny BiznesAlert.pl.

Mniej gazu własnego, więcej z umów gazowych?

Prezes PGNiG przedstawił 21 września informacje o nowych akwizycjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Chodzi o udziały w złożach Kvitebjorn oraz Valemon, których operatorem jest norweski Equinor a właścicielem Norske Shell. Pozwolą one zwiększyć wydobycie PGNiG w Norwegii z obecnych 0,7 do 0,9 mld m sześc. rocznie w 2021 roku. PGNiG przedstawiło BiznesAlert.pl informacje na temat celu udziału własnego gazu w przepustowości planowanego gazociągu Baltic Pipe. Obecne zasoby pozwalają PGNiG szacować, że osiągnie ono 2,2 mld m sześc. w latach 2026-27. Poprzedni zarząd deklarował chęć uzyskania 2,5 mld m sześc. rocznie w 2022 roku, ale już za jego kadencji w strategii znalazł się zapis o okresie po 2022 roku. Obecnie spółka odmówiła szacunków na temat poziomu wydobycia w 2022 roku, kiedy ma być gotowy gazociąg z Norwegii do Polski. Kolejne akwizycje mogą podnieść udział gazu własnego, którego maksymalizacja jest wskazana z powodów ekonomicznych, bo surowiec z własnego wydobycia będzie najtańszy.

Reszta gazu ma pochodzić od dostawców zewnętrznych na czele z Equinorem i Shellem. PGNiG nie informuje o stanie rozmów na ten temat i może się okazać, że ich owoce poznamy tuż przed październikiem 2022 roku, kiedy rozpocznie pracę Baltic Pipe. Jest tak ze względu na rynkowy charakter handlu gazem na szelfie kontynentalnym Norwegii oraz prawdopodobną formę współpracy. Polacy powinni podpisać kilka różnych umów gazowych z perspektywą średnioterminową. Nie należy się spodziewać jednej, dużej umowy długoterminowej jak kontrakt jamalski z Gazpromem, który nie będzie przedłużany. Relacje z różnymi dostawcami (Equinor, Shell, itp.) poprawią pozycję negocjacyjną Polaków, a krótszy termin umowy zapewni możliwość dostosowywania portfolio dostaw przez Baltic Pipe do zmieniających się warunków rynkowych. Te nie sprzyjają obecnie zwiększaniu wydobycia.

Gazu nie zabraknie, na razie jest go…za dużo

Nadpodaż LNG, spowolnienie gospodarcze w Europie i ciepła zima powodują rekordowo niskie ceny w Norwegii, ale także przesunięcia planów wydobywczych. Equinor informował w maju 2020 roku, że planuje rozpocząć wydobycie z niektórych złóż później przez niekorzystne otoczenie ekonomiczne. Przewiduje, że wydobycie ze złoża Troll będzie niższe od planowanych 36 mld m sześc. rocznie i znacznie poniżej zezwolenia na 38 mld rocznie. Powodem jest spadek dostaw z Norwegii na rynek zachodnioeuropejski, który potrzebował mniej gazu. Warto zatem odbić argumentację popularną w mediach rosyjskich, jakoby Baltic Pipe i Europie jako takiej miało w przyszłości zabraknąć gazu z Norwegii. – Cały czas udaje się coś znaleźć – mówił prezes PGNiG Jerzy Kwieciński w odpowiedzi na pytanie BiznesAlert.pl po konferencji prasowej.

Obecne warunki rynkowe sprawiają, że gazu jest wręcz za dużo z punktu widzenia potrzeb rynku, a odkrywany jest cały czas nowy, jak w przypadku odkrycia Equinora w pobliżu wspomnianego złoża Troll z listopada 2019 roku szacowanego na 38-100 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, czy odkrycia PGNiG na koncesji PL838 w pobliżu złoża Skarv z października 2019 roku szacowanego na 19-38 mln baryłek. Był to pierwszy samodzielny odwiert poszukiwawczy Polaków na szelfie norweskim. Być może te same problemy ekonomiczne sprawiły, że PGNiG opóźnia osiągnięcie celu udziału gazu własnego w Baltic Pipe. PGNiG deklaruje, że chce „zbliżyć się do 2,5 mld m sześc. rocznie w 2026 roku”, które miałyby potem trafić do gazociągu Baltic Pipe. Poprzedni zarząd deklarował, że chciałby osiągnąć ten poziom jeszcze w 2022 roku. Im więcej własnego gazu, tym lepiej. Jego wolumen może wzrosnąć dzięki kolejnym akwizycjom i odkryciom. Rynek Europy Środkowo-Wschodniej potrzebujący gazu do transformacji energetycznej na czele z Polską będzie potrzebował więcej dostaw i jest to przesłanka za dalszymi akwizycjami i zwiększaniem wydobycia. Atrakcyjność tego rynku może zatem przyciągać dostawców jak Equinor (informował o tym jeszcze w 2016 roku, gdy nazywał się Statoil) oraz skłaniać wydobywców z szelfu norweskiego do sprzedaży udziałów Polakom.

Ciąg dalszy nastąpi

– Jeśli będą jeszcze inne ciekawe złoża, koncesje do przejęcia, nie wykluczamy uczestnictwa w nich – zapewnił prezes Jerzy Kwieciński w trakcie konferencji prasowej. Po niej doprecyzował BiznesAlert.pl, że charakter rynku na szelfie norweskim powoduje, że PGNiG może zyskać własny gaz jedynie wykupując udziały od innych firm, które posiadają już kontrolę nad tamtejszymi złożami albo kupować koncesje poszukiwawcze. – Przedtem mówiliśmy o naszych planach ze strategii. Obecnie mówimy o 2,5 mld m sześc. w 2026 roku. Już teraz wiemy, że będziemy wtedy mieli 2,2 mld m sześc. ale część to koncesje poszukiwawcze. Prowadzimy poszukiwania i może dojść do odkrycia, a co za tym idzie większej produkcji. Na rynku węglowodorów, który ostatnio bardzo ucierpiał, dzieje się dużo, podobnie jak na całym świecie. Dlatego też rozglądamy się za nowymi możliwościami akwizycji – zapewnił prezes.