Wielkie odkrycie ropy w Polsce zmieni rynek? Spółka szuka partnerów

Złoże Wolin East, potwierdzone odwiertem WE1 na Morzu Bałtyckim w pobliżu Świnoujścia, zawiera szacunkowo 22 mln ton wydobywalnej ropy i kondensatu oraz 5 mld m sześc. gazu. Cała koncesja Wolin obejmuje łącznie ponad 33 mln ton ropy i 27 mld m sześc. gazu. Prezes CEP porównuje to odkrycie do największego dotychczas złoża w Polsce – BMB – twierdząc, że Wolin East może być równie duży, jeśli nie większy.

Jedno z największych złóż w Polsce – Barnówko–Mostno–Buszewo (BMB) – zawiera około 400–500 milionów baryłek ropy, przy współczynniku odzysku na poziomie ok. 25 proc., co daje szacunkowo 100 milionów baryłek możliwych do wydobycia. W naszym przypadku mówimy o złożu tej samej wielkości, jeśli nie większym, niż BMB – powiedział prezes CEP Rolf Skaar.

Zapotrzebowanie Polski na ropę wynosi około 700.000 baryłek dziennie. Krajowa produkcja zapewnia jedynie ok. 16.000–18.000 baryłek dziennie, a 95 proc. ropy jest importowane.

- Kiedy rozpoczniemy wydobycie, podwoimy – a być może potroimy – dzienną produkcję ropy w Polsce. To będzie miało istotny wpływ na krajową produkcję ropy i będzie bardzo korzystne dla bezpieczeństwa energetycznego Polski. Po rozpoczęciu produkcji zwiększymy również krajową produkcję gazu o około 20 proc. Potwierdziliśmy ostatnio szacunki na poziomie 16,5 miliarda metrów sześciennych gazu – powiedział prezes Central European Petroleum.

Na projekt CEP wydał już około 200 mln zł. Środki te przeznaczono na badania sejsmiczne i pierwszy odwiert. Trwają prace nad określeniem kosztów odwiertów produkcyjnych, które mają zostać przedstawione w ciągu kilku tygodni. Koszty rozwoju inwestycji mogą sięgnąć miliardów złotych, ale – jak podkreśla prezes – udziałowcy są gotowi ponieść ryzyko. – Uważaliśmy, że potencjalne korzyści są bardzo atrakcyjne – mówi Skaar.

Zaletą inwestycji jest bliskość infrastruktury oraz płytkie wody Bałtyku. Według CEP, koszty wydobycia będą znacząco niższe niż w Norwegii – zarówno ze względu na łatwiejsze warunki techniczne, jak i położenie tuż przy rynku zbytu.

Rolf Skaar ogłosił, że Central European Petroleum rozpocznie poszukiwania partnerów do wydobycia ropy i gazu z koncesji Wolin.

- Rozmawialiśmy już z partnerami i powiedzieli nam: "róbcie odwiert, a jeśli coś znajdziecie, wtedy porozmawiamy". Wiemy więc o co najmniej dziesięciu firmach zainteresowanych rozmowami po odkryciu - powiedział prezes CEP.

CEP rozmawiała już wcześniej z PGNiG w 2023 roku – według Skaara strona techniczna z dużym uznaniem przyjęła dokumentację geologiczną, jednak rozmowy zostały wstrzymane po fuzji PGNiG z Orlenem. Firma podkreśla, że pozostaje otwarta na współpracę z polskimi partnerami.

Zapytany o to, jaki udział w projekcie byłby skłonny oddać potencjalnemu partnerowi, Rolf Skaar odpowiedział, że nie zapadła jeszcze decyzja, ale nie wyklucza sprzedaży nawet 100 proc. udziałów.

Jesteśmy w posiadaniu 100 proc. udziałów, więc mamy pełną elastyczność. Możemy sprzedać wszystko, niewielką część lub pakiet większościowy. To zależy od tego, czego chce rynek, jakie dostaniemy oferty i co zdecydują nasi akcjonariusze – powiedział.

Na razie nie ma jeszcze kosztów rozwoju projektu, ale Rolf Skaar jest przekonany, że koszt wydobycia ropy i gazu z koncesji Wolin będzie niższy niż zakup tych surowców – na przykład z pól naftowych w Norwegii.

- Jeśli wiercisz na Morzu Północnym i przesyłasz ropę rurociągami do Polski, to oczywiście złoże Wolin będzie tańsze, ponieważ po pierwsze – jest bliżej rynku, a po drugie – to obszar o głębokości zaledwie dziewięciu metrów. Technologicznie wydobycie jest tu znacznie prostsze i tańsze niż w Norwegii, gdzie głębokość wynosi 100–200 metrów, a warunki są znacznie trudniejsze – powiedział.

Prezes Central European Petroleum, wskazał, że jednym z rozważanych scenariuszy jest realizacja inwestycji na Morzu Bałtyckim, co pozwoliłoby na ograniczenie wpływu na środowisko. Podkreślił, że istniejąca infrastruktura do transportu gazu i ropy jest już dostępna.

Skaar zauważył, że geologia w tym rejonie jest korzystna, a złoże znajduje się w pobliżu istniejącej infrastruktury.

- Możemy zbudować bardzo małą platformę i prowadzić wydobycie ropy offshore, a następnie transportować ją statkiem do dowolnego terminala, np. do terminala naftowego w Gdańsku. W związku z tym polskie władze nie muszą inwestować w żadną infrastrukturę - powiedział.

W pobliżu znajduje się Kamień Pomorski, co umożliwia dostarczanie ropy i jej dalszy transport koleją do baz przeładunkowych. W przypadku gazu potrzebny jest gazociąg, ale system gazowy jest blisko. Alternatywnie, produkcja LNG może być realizowana w terminalu w Świnoujściu.

Skaar podkreślił, że LNG można dostarczać do Polski lub kierować na rynki światowe. Zauważył, że bardziej opłacalne byłoby wprowadzenie go do polskiego systemu gazowego, zamiast importować LNG z Kataru czy USA.