"Ropę wydobytą w Norwegii nasza spółka-córka PGNiG Norway będzie starała się jak najkorzystniej sprzedać na globalnym rynku" - powiedział Dudziński. "Docelowo chcielibyśmy, żeby handlem tym gazem (z Norwegii - PAP) w Europie zajęła się nasza spółka POGC Trading. Ponieważ osiągnie ona zdolność operacyjną w połowie 2012 roku, do tego czasu będziemy szukać rozwiązania przejściowego" - dodał.

PGNiG planuje wydobywać rocznie ze swojego złoża Skarv na szelfie norweskim ok. 0,5 mln ton ropy oraz ok. 400 mln m sześc. gazu.

Wiceprezes wyjaśnił, że w "okresie przejściowym" PGNiG Norway może sprzedać gaz na wejściu do systemu niemieckiego w Emden lub "wymienić" go w tzw. transakcji swap na gaz dostarczony do punktu odbioru w Lasowie, na granicy z Niemcami. Kolejną rozważaną możliwością jest wprowadzenie gazu do sieci niemieckiej i sprzedaż w niemieckim hubie NCG lub Gaspool (wirtualne węzły handlu gazem).

Dudziński pytany przez PAP o rentowność sprzedaży norweskiego gazu na europejskim rynku, odparł: "to będzie zależeć od rynkowych cen gazu". "Za gaz wydobywany za granicą spodziewamy się uzyskać wyższą cenę niż za gaz wydobywany w kraju, którego wartość jest regulowana przez prezesa URE" - zaznaczył. Dodał, że wpływ na cenę, po jakiej PGNiG będzie sprzedawać swój norweski gaz, będzie mieć sytuacja na europejskim rynku spotowym, czyli rynku transakcji krótkoterminowych.

"W ciągu ostatnich dwóch lat w wyniku kryzysu spadło zapotrzebowanie na gaz i w Europie pojawiła się nadpodaż, co spowodowało, że ceny na rynku spotowym były istotnie niższe od cen w kontraktach długoterminowych. Natomiast w IV kwartale ub.r. cena na rynku spotowym zaczęła rosnąć i w grudniu +poszybowała+ do 360 dol. za tysiąc m sześc., chociaż wcześniej była w okolicach 250-280 dol." - powiedział Dudziński.

Poza koncesjami wydobywczymi na norweskim złożu Skarv, w której PGNiG ma 15 proc. udziałów, polska spółka ma też udział w kilku koncesjach poszukiwawczych, na tym i przylegających obszarach. Łącznie na poszukiwania w Norwegii w tym roku PGNiG zamierza wydać ok. 257 mln NOK, czyli ok. 124 mln zł.


"Na jednej z koncesji mamy duży sukces. Otwór poszukiwawczy, który odwierciliśmy w 2010 roku potwierdził wystąpienie dużego złoża gazu. Złoże Snadd North jest jednym z największych odkryć na norweskim Szelfie w 2010 roku. Otwiera ono nowe możliwości poszukiwań gazu w tym obszarze" - powiedział. Pod koniec br. na koncesji przylegającej do złoża Skarv, w której PGNiG Norway ma 30 proc. udziałów, spółka planuje odwiert poszukiwawczy, a w przypadku kolejnej koncesji analizę wykonanych w ubiegłym roku badań sejsmicznych 3D.

PGNiG szuka też ropy w Danii, gdzie w tym roku przewiduje nakłady rzędu 37 mln zł. "Na koncesji w Danii w 2010 roku została wskazana lokalizacja otworu, prace wiertnicze planujemy wykonać w trzecim kwartale" - podał Dudziński.

Poza tym PGNiG jest zaangażowany w poszukiwania gazu w Afryce Północnej i Pakistanie. Przyszłą produkcją gazu z koncesji w Libii i Egipcie PGNiG podzieli się z rządami tych krajów, które udzieliły koncesji spółce. Dudziński nie chciał ujawnić, jaki będzie to procent przyszłej produkcji. Przy tego typu umowach mówi się najczęściej o kilkunastu procentach dla koncesjonodawcy.

"W Libii mamy koncesję w basenie Murzug. W 2010 roku zakończyliśmy prace sejsmiczne 2D i 3D oraz przetwarzanie danych. Wiercenie otworu poszukiwawczego planujemy rozpocząć w marcu. Na prace w tym roku planujemy wydać w Libii ok. 150 mln zł" - poinformował. W Libii wstępne szacunki oparte na danych geologicznych mówią o zasobach rzędu 160 mld m sześc. gazu. Dudziński zastrzegł jednak, że dopóki "spółka nie potwierdzi ich otworem", należy do nich podchodzić ostrożnie. Wydobycie ma szansę rozpocząć się w 2015 roku.

Na poszukiwania na koncesji Baharyia w Egipcie spółka chce wydać w tym roku ok. 40 mln zł; projekt ten jest nieco mniej zaawansowany niż libijski. "W związku z zamieszkami podjęliśmy decyzję, by nasi pracownicy oddelegowani do oddziału w Kairze wrócili do Polski. Mamy jednak nadzieję, że sytuacja się uspokoi i będzie można kontynuować prace" - podkreślił Dudziński. Dodał, że na przełomie roku zakończyły się badania grawimetryczne; dane są interpretowane. "Planujemy, że w tym roku w oparciu o zdjęcie grawimetryczne zostanie wykonany projekt sejsmiki 2D i przeprowadzone badania geochemiczne" - powiedział.


"W Pakistanie odkryliśmy złoże, w którym znajduje się ok. 12 mld m sześc. gazu; z tego PGNiG posiada prawo do ok. 70 proc." - poinformował wiceprezes. W IV kwartale br. powinna rozpocząć się jego próbna eksploatacja. PGNiG musi w tym celu połączyć złoże z przebiegającym w pobliżu gazociągiem - rozmowy w tej sprawie trwają. "Na końcówkę tego roku przygotowujemy drugą fazę poszukiwań w Pakistanie i być może rozpoczęcie wiercenia drugiego otworu poszukiwawczego" - zaznaczył. Łącznie spółka chce wydać w tym roku w Pakistanie ok. 100 mln zł.

W przypadku Pakistanu, Libii i Egiptu PGNiG będzie chciało sprzedawać wydobyty gaz partnerom na rynkach lokalnych. "Libia nie ma wystarczającej infrastruktury eksportowej. Na dzisiaj kraj ten dysponuje jednym gazociągiem do Włoch i jednym terminalem LNG do skraplania gazu, chyba że znajdzie się konsorcjum podobnych do nas firm i zostanie wybudowany drugi terminal, z którego będziemy mogli korzystać" - zauważył wiceprezes. Pytany o rentowność sprzedaży gazu na rynkach lokalnych, zwrócił uwagę, że w większości tych krajów ceny są regulowane.