Ropa naftowa i gaz ziemny plasują się na drugim miejscu - po węglu - jako najważniejsze surowce energetyczne w Polsce. Mają one nieco ponad 35-proc. udział w zużyciu energii pierwotnej, czyli niemal dwa razy mniejsze niż średnio w krajach Unii Europejskiej (65 proc.). Jak przewidują krajowi prognostycy, ich zużycie w 2030 roku wzrośnie o około 1/3 jej obecnego poziomu, który wynosi 20 mln ton ropy i 9,2 mld m sześc. gazu.

Perspektywy wydobycia

Krajowa produkcja ropy naftowej w ostatnich dwóch latach przekraczała 720-750 tys. ton rocznie, co tylko w 3,6-3,7 proc. zaspokajało potrzeby na ten surowiec naszej gospodarki. Około 72 proc. ropy wydobywa Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG), resztę Petrobaltic - spółka, która od trzech lat wchodzi w skład Grupy Lotos. Jednak produkcja obu przedsiębiorstw zmalała, w porównaniu z rekordowym 2005 rokiem i choć w 2008 roku znów nieco wzrosła - z krajowych złóż niewiele więcej się wyciśnie. Rozpoznane i udokumentowane zasoby ropy oceniane są obecnie na 24 mln ton, czyli nieco ponad roczne zapotrzebowanie. Choć nadal poszukuje się węglowodorów w kraju, a sama PGNiG ma 210 koncesji poszukiwawczych obejmujących 13 proc. kraju, to raczej nie zaroi się u nas od kiwonów - żurawi pompujących złoża o małym ciśnieniu.

Nieco lepsza sytuacja występuje w przypadku gazu ziemnego. Jego krajowe wydobycie pozwala na pokrycie w 31 proc. rocznego popytu krajowego. Niestety, produkcja własnego gazu też miała swoje apogeum w 2005 roku i od tej pory maleje. W perspektywie 2012 roku wydobycie z krajowych źródeł - pomimo ich intensywnych poszukiwań i większych szans trafienia niż ropy - nie zwiększy się do tamtego rekordowego poziomu. Zasoby bilansowe gazu ziemnego szacowane są na 152 mld m sześc., w tym do zagospodarowania na 120 mld m sześc. Być może łaskawsze okażą się wyniki nowych poszukiwań. Według ocen ekspertów z krakowskiej Akademii Górniczo-Hutniczej (AGH) oraz Państwowego Instytutu Geologicznego (PIG), nieodkryte zasoby tego surowca w kraju mogą wynosić od 700 do 1 200 mld m sześc. W ubiegłym roku brytyjska spółka Aurelian Oil & Gas, która ma koncesje poszukiwawcze, w okolicach Swarzędza k. Poznania odkryła złoża gazu szacowane na 200 mld m sześc.

Import dobry i zły

Jesteśmy zatem skazani na import obu paliw, i to w coraz większych ilościach. Głównym ich kierunkiem zaopatrzenia jest Rosja, na którą przypadało w 2007 roku 92 proc. importowanej ropy i ok. 70 proc. importowanego gazu. Z punktu widzenia ekonomicznego, jest to... korzystna sytuacja. Żadna z polskich rafinerii nie zmieniałaby dzisiejszego status quo. Przerabiając głównie kwaśną, ale tańszą ropę rosyjską, niż lekkie, lecz droższe gatunki ropy według notowań Brent, korzystają na różnicy cen. W ubiegłym roku różnica oscylowała między 3 a 4 dol. za każdą przerobioną baryłkę ropy. Dodatkową premią dla naszych rafinerii jest tańszy transport rurociągiem, do 1989 roku nazywanego Przyjaźń. Podobna sytuacja jest z dostawami gazu z Rosji.

Jednak nieroztropnością ze strony naszych rafinerii i dystrybutorów gazu byłoby utrwalanie zależności od jednego źródła. Przez analogię, żadna fabryka nie wiąże losów swojej produkcji z jednym wyłącznie dostawcą, gdyż musi się liczyć z możliwością zakłóceń dostaw półproduktów. Rosyjskie koncerny paliwowe już wiele razy pokazywały, że ropy i gazu można użyć do wymuszeń i szantażu.

Plany dywersyfikacji

Mając na względzie możliwą niestabilność dostaw tych surowców energetycznych z kierunku wschodniego, rząd polski realizuje lub planuje kilka działań sprzyjających dywersyfikacji zaopatrzenia. Najbardziej zaawansowany jest program budowy gazociągu Baltic Pipe. Ma on połączyć polski system gazociągów z duńskim, a także szwedzkim i norweskim. Planowana długość Baltic Pipe ma wynosić 230-280 km (w zależności od wariantu) i umożliwi tłoczenie do Polski ok. 3 mld m sześc. gazu, czyli ok. 1/3 obecnego zużycia. Realizacja tego przedsięwzięcia, współfinansowanego przez polskie spółki PGNiG i operatora systemów przesyłowych OGP Gaz-System oraz duńskiego operatora Energinet, ma ruszyć na początku 2012 roku i zostać zakończona w ciągu 12 miesięcy. Rok później planowane jest oddanie do użytku terminalu odbierającego gaz skroplony (LNG) w Świnoujściu, o zdolności przeładunku 2,4 mld m sześc. rocznie.

Nadal w sferze planów i uzgodnień na szczeblu kilku rządów znajduje się projekt utworzenia korytarza transportu ropy naftowej z rejonu Morza Kaspijskiego przez Odessę i Brody do Płocka i Gdańska. Rafinerie polskie mają natomiast plan B. W przypadku zakłóceń w tłoczeniu ropy rurociągiem surowcowym mogą w dość krótkim czasie zamówić i sprowadzić tankowcami surowiec od innych dostawców. Jest to wykonalne, o czym świadczy casus rafinerii w Możejkach na Litwie, należących do grupy Orlen, lecz niestety droższe.

Ryzykowny upstream

Własne poszukiwanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego i ich wydobycie (upstream) jest najbardziej dochodową częścią działalności koncernów naftowych. W 2007 roku koszt wydobycia jednej baryłki ropy (bbl) wynosił średnio na świecie 13 dol. (w rejonie Zatoki Perskiej 4-8 dolarów, z łupków bitumicznych - ponad 30 dolarów), a koszty jej transportu 15 dol./bbl. Przy wysokiej cenie rynkowej ropy zapewnia to świetne przychody firmom wydobywczym. Ich rozmiary są ograniczone jednak różnymi opłatami koncesyjnymi i podatkami, jakie nakładają państwa posiadające złoża oraz samymi wydatkami na działalność poszukiwawczą. Jest to w dodatku wysoce ryzykowna i wieloletnia inwestycja.

Z polskich firm najbardziej zaangażowane w działalność poszukiwawczą i wydobywczą w kraju i za granicą są PGNiG, które przeznaczyło na to w ubiegłym roku 550 mln zł oraz Lotos (180 mln zł). Ta druga, poza spółką Petrobaltic, operuje także na szelfie norweskim przez swoją spółkę zależną Lotos E&P Norge. Działalność upstreamową realizują też dwaj inwestorzy prywatni: Kulczyk Investment House ma udziały w trzech spółkach upstreamowych, które szukają ropy w kilkunastu krajach oraz Petrolinvest (należąca do funduszu Ryszard Krauze Prokom Investments), która ma mniejszościowy udział w spółce poszukiwawczej w Kazachstanie.

Szanse na większą podaż ropy z własnych źródeł stwarzają zagraniczne pola. Jednak i dzięki nim poziom dostaw, według obecnych szacunków, nie przekroczy 5-7 proc. krajowego zużycia.