Robert Perkowski, wiceprezes PGNiG: Rośnie produkcja gazu w Norwegii

- Dysponujemy różnymi koncesjami produkcyjnymi oraz poszukiwawczymi. Produkcja własna będzie rosła nawet nie licząc zakupów nowych koncesji. Sądzę, że w tym roku wyniesie ona ok. 1 mld m sześc., a w przyszłym może dojść nawet do ok. 2,5 mld m sześc. - podkreśla Robert Perkowski.

To oczywiście nie wystarczy, by wypełnić w całości budowany gazociąg Baltic Pipe, który ma być gotowy do października 2022 roku. Zastąpi on wygasający w tym czasie kontrakt jamalski (na podstawie którego kupujemy od Rosjan do 10,2 mld m sześc. surowca rocznie). - Mamy już umowy handlowe i zamierzamy podpisywać kolejne, by kupować w Norwegii gaz, który będziemy kierować na polski rynek - zapewnia wiceprezes.

Oprócz tego polska spółka prowadzi wydobycie w Pakistanie. Zapowiedziała też współpracę w dziedzinie upstreamu z Ukrainą. Podpisała w tej sprawie list intencyjny z Naftogazem. Chodzi o obszary, które pod względem geologicznym stanowią przedłużenie struktur eksploatowanych przez polską spółkę od ponad 70 lat. - Geologia nie zna granic administracyjnych - skomentował zwrot na Wschód Perkowski, oceniając, że zachodnia Ukraina może być dla PGNiG atrakcyjnym miejscem rozwoju. Do tego dochodzi wydobycie w Polsce na poziomie około 4 mld m sześc. rocznie.

Spółka sprowadza do Polski także gaz skroplony poprzez terminal w Świnoujściu. Przez pięć lat w terminalu odebrano prawie 15 mld m sześc. zamówionego przez firmę gazu (po regazyfikacji). Większość ładunków pochodziła z Kataru i USA, kilkanaście z Norwegii, a pojedyncze z Nigerii oraz Trynidadu i Tobago. PGNiG zapewnia, że w kolejnych latach, wraz z rozpoczęciem następnych kontraktów z eksporterami LNG z USA, liczba dostaw znacznie się zwiększy.

Obecnie zużycie gazu w kraju wynosi ok. 20 mld m sześc. rocznie. Wiceprezes przytoczył szacunki Gaz-Systemu, z których wynika, że w ciągu dekady zużycie gazu w Polsce wzrośnie o 50 proc, gównie w wyniku konwersji jednostek wytwórczych opalanych dziś węglem na jednostki gazowe. Zwrócił uwagę, że w tej chwili powstaje wiele nowych bloków gazowych w Europie, ale też w kraju. Inwestuje w nie także PGNiG. Wcześniej prezes gazowej spółki Paweł Majewski informował, że w ciągu dekady grupa może zbudować blisko 2,3 GW instalacji spalania gazu.

- Budujemy kolejne bloki gazowe własne. Z końcem września będziemy finiszowali z inwestycją na Żeraniu, mamy w  planach inwestycje w Siekierkach, Kawęczynie i wiele mniejszych jednostek. To nowoczesne inwestycje, przyjazne środowisku. Emitują CO2, ale emitują go mniej i praktycznie nie pozostawiają żadnych innych zanieczyszczeń - mówi Perkowski. - Transformacja oparta o gaz może spowodować najszybszy efekt redukcji emisji przy zachowaniu bezpieczeństwa dostaw energii dla naszych klientów - dodaje.

Gaz uznawany jest jako paliwo przejściowe w transformacji, co oznacza, że ma być pomostem między erą węgla a erą zeroemisyjnych technologii. Docelowo także on będzie na cenzurowanym. Co czeka gazową spółkę w dalszej przyszłości?

- Będziemy już wtedy działać jako grupa Orlen. Wszystkie analizy pokazują, że kierunek, który PGNiG obrało, jest przyszłościowy. Staramy się z PKN Orlen być animatorem biogazowni, czyli zazieleniania gazu ziemnego. Biometan wytwarzany z odpadów organicznych jest tą samą molekułą co gaz ziemny. Rozwój tego obszaru może sprzyjać gospodarce obiegu zamkniętego i pozwoli zagospodarować frakcję odpadową - wskazuje wiceprezes. Spółka stawia także na wodór. - Pracujemy nad nowymi technologiami, testujemy możliwość zatłaczania i dostarczania do naszych klientów mieszaniny gazu ziemnego z biometanem czy z wodorem - dodaje.

PGNiG informował wcześniej, że do końca 2030 roku chce mieć możliwość dystrybucji ok. 4 mld m sześc. biometanu w sieciach Polskiej Spółki Gazownictwa, co przekładałoby się na ok. 10 proc. domieszkę biometanu do gazu ziemnego w sieciach dystrybucyjnych.

Monika Borkowska