- W jego polskiej części znajdują się takie struktury geologiczne, które mogą zawierać tak zwane pułapki naftowe - mówi Paweł Poprawa z Instytutu Studiów Energetycznych (ISE). - Widać zatem sporą szansę na znaczne powiększenie potwierdzonych rezerw węglowodorów pod Morzem Bałtyckim, a w dalszej perspektywie - na wydobycie.
Morskie poszukiwania czterokrotnie droższe
Problem w tym, że prace poszukiwawcze prowadzone pod dnem morskim są znacznie kosztowniejsze niż na lądzie. Bywa, że i czterokrotnie. Z tego powodu w polskiej części Bałtyku aktywna jest obecnie jedynie spółka Lotos Petrobaltic, która dysponuje czterema platformami wiertniczymi i doświadczoną kadrą pracowników.
Wybór Lotosu
I właśnie na Morzu Bałtyckim inwestycje w upstreamie zamierza skoncentrować Grupa Lotos.
- Tylko w 2014 r. zainwestujemy na Bałtyku około 1 mld zł - mówi Zbigniew Paszkowicz, wiceprezes Lotosu ds. poszukiwań i wydobycia oraz prezes spółki Lotos Petrobaltic.
Pod koniec sierpnia tego roku koncern podpisał umowy ze spółką Polskie Inwestycje Rozwojowe, Bankiem Gospodarstwa Krajowego i Pekao SA o emisji obligacji, z których wpływy mają finansować zagospodarowanie złoża B8 na Bałtyku. To obecnie trzecie pod względem zasobów złoże ropy na obszarze Polski. Jego udokumentowane rezerwy wydobywalne wynoszą 3,45 mln ton. Całkowite nakłady inwestycyjne szacuje się na około 1,8 mld zł, a produkcja ma się rozpocząć w IV kwartale 2015 r.
Będą zyski?
Rafinerie PKN Orlen i Grupy Lotos przerobiły w 2013 r. 24,3 mln ton, czyli niemal 96 proc. importowanej ropy. Łączna produkcja ropy na Bałtyku raczej nie przekroczy 450 tys. ton rocznie. Stanowiłoby to niespełna 2 proc. zapotrzebowania Polski. Czy warto zatem nadal prowadzić prace poszukiwawczo-wydobywcze na Bałtyku, zwłaszcza wobec faktu, że są znacznie droższe niż na lądzie?
Eksperci przekonują, że tak.
- Jeśli mamy złoża, które są wstępnie rozpoznane, wymagają dalszych badań, ale dają też dobre rokowania przy rozsądnym poziomie kosztów, to je eksplorujemy i eksploatujemy. Nieduża skala wydobycia w stosunku do krajowego zapotrzebowania nie wydaje się argumentem, który mógłby postawić projekt pod znakiem zapytania - wyjaśnia, pragnący zachować anonimowość, przedstawiciel firmy doradzającej przedsiębiorstwom naftowym.
Inwestycje na Bałtyku są dla Lotosu opłacalne. Łączną wartość wydobywalnych rezerw ropy ze złoża B8, przy cenie ropy na poziomie około 100 dol. za baryłkę, można szacować na 8,06 mld zł. Jeśli dodamy do tego pozostałe do wydobycia zasoby już eksploatowanego złoża B3 (1,39 mln ton), potencjalne przychody Lotosu z tytułu sprzedaży bałtyckiej ropy rosną do 11,3 mld zł!
Zbigniew Paszkowicz przekonuje, że spółka stworzyła system skutecznego zarządzania kosztami wydobycia, dlatego obniżyły się one, mimo relatywnie umiarkowanej skali wydobycia.
- Ropa bałtycka jest dobra jakościowo, zbliżona do ropy Brent. Dzięki temu netback (wartość retroaktywna netto) jest nie gorszy niż na dużych złożach Morza Północnego; przy cenie ropy rzędu 100 dol. oceniamy je jako bardzo atrakcyjne - zapewnia.
Poszukiwania
W zeszłym roku Lotos Petrobaltic zrealizował największy w dotychczasowej historii program badań sejsmicznych na Morzu Bałtyckim. Jej koncesje poszukiwawcze na Bałtyku obejmują 8 obszarów i 8,2 tys. km kw. - badania wykonano na terytorium 6 koncesji o powierzchni 1,2 tys. km kw.
- Geolodzy oceniają teraz, że nieodkryty jeszcze potencjał polskiej części Bałtyku można szacować na około 30 mln ton ekwiwalentu ropy. Zazwyczaj takie przewidywania trzeba dzielić przez pięć, by oszacować rzeczywistą ilość surowca nadającego się do wydobycia. Podkreślam: teraz, bo nie jest przesądzone, że zasoby te nie ulegną powiększeniu - mówi prezes Paszkowicz.
W tym roku Lotos prowadzi intensywne prace wiertnicze na koncesji Gaz Południe (akumulacja B21), co umożliwia wykorzystanie platformy wiertniczej "Lotos Petrobaltic". Daje ona możliwość operowania na głębokości do 108 m, a docelowo nawet do 120 m, gdy dotychczas eksploatowana przez spółkę platforma "Petrobaltic" mogła prowadzić wiercenia na wodach nie przekraczających 90 m głębokości.
- Wyniki pierwszych analiz otworu wykonanego na tym złożu są obiecujące. Ale musimy wykonać kolejne wiercenia, by zdobyć pełną wiedzę o potencjale złoża - mówi szef Lotos Petrobaltic.
Trwają też prace nad zagospodarowaniem bałtyckich złóż gazowych B4/B6, które prowadzone są wspólnie z firmą CalEnergy. Ich zasoby szacowane są na 4 mld m sześc. surowca. Dotycząca ich, ostateczna decyzja ma zapaść na początku 2015 r. 800 mln zł, które ma zapewnić na zagospodarowanie złóż Lotos (posiada w tym projekcie 51 proc. udziałów), pochodzić będzie przede wszystkim z zaplanowanej na ten rok nowej emisji akcji gdańskiego koncernu. Lotos chce pozyskać w ten sposób około 1 mld zł.
A na lądzie?
W odróżnieniu od Bałtyku, na większości terytorium Polski uwarunkowania geologiczne w zasadzie uniemożliwiają występowanie ropy naftowej.
- W regionach kraju, gdzie występowanie złóż węglowodorów już potwierdzono, czyli przede wszystkim na styku województw lubuskiego i zachodniopomorskiego przy granicy z Niemcami, w południowo-wschodniej części kraju oraz - w mniejszym stopniu - w północnej części województwa zachodniopomorskiego, szanse na odkrycie nowych złóż coraz bardziej maleją - tłumaczy Paweł Poprawa.
Ekspert podkreśla, że w latach dziewięćdziesiątych XX wieku i na początku obecnego stulecia PGNiG odniósł kilka sukcesów poszukiwawczych w zachodniej Polsce, co zaowocowało otwarciem "nowego frontu produkcyjnego" ropy w postaci dwóch największych krajowych złóż: Barnówko-Mostno-Buszewo (BMB) oraz Lubiatów. Łączne, udokumentowane, wydobywalne zasoby obu tych złóż to ponad 12,5 mln ton ropy. W 2013 r. PGNiG pozyskiwał z nich około 13 tys. baryłek dziennie, czyli ponad 650 tys. ton ropy. To więcej niż cztery piąte lądowej produkcji ropy w Polsce...
- Te sukcesy były dowodem, że odkrycie nowych złóż ropy w Polsce nadal jest możliwe, choć poszukiwania na lądzie znajdują się już w mocno dojrzałej fazie i raczej nie należy się tu spodziewać poważnego przełomu - uważa Paweł Poprawa.
Nie oznacza to, że lądowe wydobycie ropy w kraju w ogóle nie będzie już rosło. PGNiG realizuje prace inwestycyjne, coraz częściej rozpoczynając eksploatację niewielkich złóż, która może wzrosnąć w ciągu kolejnych kilku lat.
- Trudno sobie jednak wyobrazić, żebyśmy kiedykolwiek byli w stanie zbliżyć się do krajowego wydobycia na poziomie 10 proc. zapotrzebowania na ropę - zastrzega Paweł Poprawa.
Przy obecnym popycie ze strony polskich rafinerii musiałaby to być produkcja rzędu 2,5 mln ton rocznie.
- Prowadzimy wydobycie z 62 złóż ropy naftowej w Polsce poprzez 1120 odwiertów. Wzrost rezerw, a w konsekwencji - wydobycia ropy naftowej w średniookresowej perspektywie, będzie efektem przeprowadzenia wierceń eksploatacyjnych i zabiegów w odwiertach, wtórnej eksploatacji oraz zagospodarowania odkrytych już złóż - mówi Krzysztof Potera, zastępca dyrektora ds. eksploatacji złóż Oddziału Geologii i Eksploatacji PGNiG. - Oceniamy, że będzie to przyrost wydobycia rzędu 20 proc. W perspektywie długookresowej szanse na wzrost rezerw ropy naftowej dają prace poszukiwawcze, jakie będziemy prowadzili w najbliższych latach.
Łupki albo Karpaty
Paweł Poprawa jest zdania, że relatywnie najlepsze perspektywy co do wzrostu lądowego wydobycia ropy stwarza tak zwana ropa łupkowa oraz możliwość występowania głębokich złóż w Karpatach.
- Jeżeli chodzi o poszukiwania węglowodorów w złożach niekonwencjonalnych, to w rzeczywistości baseny pomorski i lubelski mają przede wszystkim potencjał ropny, a nie gazowy - wyjaśnia i dodaje: - Dotychczas wykonane odwierty często wykazują współwystępowanie ropy i gazu, ale generalnie im dalej na wschód, tym więcej w łupkowych skałach ropy. Suchy gaz spotykany jest najczęściej dopiero na głębokości 4-4,5 km, a zatem wydaje się bardzo trudny do skomercjalizowania.
Ropę z łupków wydobyć jednak z polskich złóż też nie tak łatwo. Problemem jest znacznie niższa przepuszczalność naszych skał łupkowych niż tych w Stanach Zjednoczonych. A właśnie to jest szczególnie ważne.
- Fakt, że nie rozpoczęliśmy jeszcze eksploatacji węglowodorów niekonwencjonalnych, wynika w dużej mierze z tego, że nie wiemy, jak rozwiązać ten problem - wyjaśnia ekspert z ISE.
W Karpatach mamy natomiast do czynienia z olbrzymią liczbą niewielkich złóż - w większości albo wyeksploatowanych, albo nie nadających się do przemysłowego wykorzystania. Ale to jedynie złoża zlokalizowane na relatywnie niewielkiej głębokości...
- Bardzo słabe jest natomiast rozpoznanie pokładów mieszczących się niżej, pod złożami już wyeksploatowanymi. Potencjał tych głębokich złóż w Karpatach może być znaczny. Tyle tylko, że to obszar bardzo trudny do poszukiwań - uważa Paweł Poprawa.
Sejsmolodzy, jak dotychczas, byli tam niemal bezradni. Ewentualne głębokie odwierty trzeba więc robić tam niemal w ciemno. A to podwyższa wskaźnik niepowodzeń i w konsekwencji: koszty poszukiwań.
- Przełom nastąpi, jeśli uda się wykonać dobre badania geofizyczne tego obszaru, dzięki czemu można będzie skutecznie wytypować miejsca odwiertów - zapowiada ekspert.
Za granicę!
Specjaliści nie mają wątpliwości.
- Krajowe złoża dostępne polskim przedsiębiorstwom wydobywczym są już dobrze rozpoznane i, poza ewentualnie gazem łupkowym, nie należy spodziewać się wielkich niespodzianek, które dałyby duży impuls wzrostowy. Dlatego dla firm, które chcą się rozwijać, naturalnym kierunkiem działania musi być ekspansja zagraniczna - przekonuje Jacek Libucha, dyrektor w The Boston Consulting Group.
Według niego, wyzwaniem będzie znalezienie odpowiedzi na pytanie, jak najskuteczniej i najbardziej efektywnie taką ekspansję prowadzić.
Zbigniew Paszkowicz przewiduje, że nawet bez dodatkowych udziałów Lotos jest w stanie wyprodukować w tym roku w Norwegii około 300 tys. ton ekwiwalentu ropy (około 6 tys. baryłek dziennie). Do tego dochodzi ponad 100 tys. ton na Litwie.
- Mogę jednak zapewnić, że Grupa Lotos z pełną dynamiką ruszy w segmencie wydobywczym za granicę dopiero wtedy, gdy Bałtyk nie będzie już miał dla nas żadnych tajemnic - zapowiada menedżer.
Nie ukrywa jednak i tego, iż gdański koncern będzie chciał w najbliższych latach nabywać kolejne udziały w złożach produkcyjnych w Norwegii. Niewykluczone, że do następnej tego typu transakcji dojdzie jeszcze przed końcem 2014 r.
Piotr Apanowicz