- Jesteśmy w kontakcie z firmą Energinet, duńskim operatorem systemu przesyłowego. Pracuje ona nad tym, by w porozumieniu z odpowiednimi władzami tę decyzję uzupełnić, by praca nad tą częścią gazociągu odbywała się bez przeszkód. Wstępne analizy pokazują, że może się okazać, że nawet nie będzie opóźnienia - poinformował prezes podczas konferencji prasowej.
Prezes poinformował, że zużycie krajowe gazu będzie rosło. W 2020 roku wyniosło ponad 20 mld m sześc. W ciągu najbliższej dekady ma zwiększyć się nawet o blisko 50 proc. Spółka zapewnia, że jest wiele możliwości zakupowych, tak więc nawet poślizg przy budowie Baltic Pipe nie stawiałby nas pod ścianą.
Krajowe wydobycie wynosi ok. 4 mld m sześc. rocznie. Ten poziom ma się utrzymać w kolejnych latach m.in. dzięki możliwościom, jakie dają nowe technologie i cyfryzacja. Złoża krajowe nie są zbyt bogate, eksploatowane od lat powoli się wyczerpują. Program Cyfrowe złoże i kolejny idący o krok dalej, Smart field, umożliwiają zwiększenie zasobów wydobywalnych. W ciągu ostatnich dwóch lat wzrosły one o 4 mld m sześc., a w kolejne zwiększą się o kolejne 7,3 mld m sześc.
- Dzięki możliwościom, jakie niosą ze sobą cyfrowe technologie, żywotność złóż, na przykładzie pięciu badanych przez nas lokalizacji, wzrośnie o prawie 10 lat, a ilość wydobywanego gazu zwiększy się prawie dwukrotnie - mówił wiceprezes Robert Perkowski. Dodał, że korzyści jest sporo - większe zasoby gazu, utrzymanie kilkuset lokalnych miejsc pracy, większe wpływy dla lokalnych gmin, zwiększenie efektywności energetycznej, zwiększenie rentowności segmentu upstream i korzyści dla środowiska.
Zmiany rozpoczęły się w 2018 r. od digitalizacji danych, zakupu systemów komputerowych pozwalających analizować wszystkie procesy i od szkolenia kadr. Wszystko to umożliwiło budowę modeli cyfrowych złóż, które pozwalają symulować proces wydobycia. - Smart field, sztuczna inteligencja, chmura cyfrowa, wszystko to pozwoli jeszcze bardziej przyspieszyć pracę inżynierów i zautomatyzować szereg procesów - powiedział Perkowski.
Rozwijane intensywnie będzie też wydobycie za granicą, na Norweskim Szelfie Kontynentalnym i w Pakistanie. Spółka szykuje się do odwiertu w Zjednoczonych Emiratach Arabskich i rozpoczyna działalność poszukiwawczą na Ukrainie, gdzie chce jeszcze w tym roku wykonać pierwszy odwiert. Gaz z północy płynąć będzie do Polski gazociągiem Baltic Pipe, którego przepustowość wyniesie ok. 10 mld m sześc. rocznie.
Duże możliwości dywersyfikacji dostaw gazu daje terminal LNG w Świnoujściu, który jest obecnie rozbudowywany. W maju zeszłego roku PGNiG podpisało umowę na rezerwację dodatkowych mocy terminalu w związku z jego rozbudową, dzięki czemu w 2022 r. będzie mogło sprowadzić tą drogą 6,2 mld m sześc. gazu rocznie wobec 5 mld m sześc. obecnie. Z kolei od 2024 r. moce regazyfikacyjne terminala wzrosną do 8,3 mld m sześc. rocznie.
Do tego dochodzą interkonektory, czyli połączenia gazowe między sąsiadującymi z Polską krajami, przez które również można sprowadzać surowiec. Wszystko to, zdaniem prezesa, zapewnia Polsce bezpieczeństwo dostaw błękitnego paliwa.
Majewski podtrzymuje jednocześnie, że nie zamykamy na kłódkę kierunku wschodniego. Nawet po wygaśnięciu kontraktu jamalskiego z końcem 2022 roku, możemy kupować gaz z Rosji.
- Zakończenie kontraktu nie oznacza, że już nigdy nie będziemy mogli kupić ani jednego miliarda metra sześciennego gazu z Rosji. Jeśli cena będzie atrakcyjna, możemy kupować z tego kierunku jak z każdego innego - powiedział. - Celem dywersyfikacji dostaw gazu jest uniezależnienie się od odstaw gazu z jednego kierunku. Nie chcemy być zmuszeni do kupowania gazu z Rosji, ale po zakończeniu kontraktu gazociąg będzie dalej działał. Nie ma przeszkód, by z niego dalej korzystać - dodał.
Monika Borkowska
