Umowa przewiduje poszukiwanie i eksploatację złóż ropy i gazu na Pustyni Zachodniej. Wielkość inwestycji projektu przekroczy 139 mln dol.. Włosi mają już na swoim koncie odkrycie największego złoża gazu w Egipcie – Zohr na szelfie egipskim w 2015 r. Jego powierzchnia to 231 km kw a potencjalne zasoby ocenione zostały na 850 mld m3.

Polska i Europa nie chcą już kupować rosyjskiego gazu. Ale czy to w ogóle możliwe, gdy zapotrzebowanie na gaz będzie rosło?W ostatnim czasie Federacja Rosyjska została objęta szeregiem dotkliwych sankcji, które uderzyły w jej gospodarkę i olbrzymie majątki oligarchów. Jednak tym, co najbardziej zniszczyłoby gospodarkę Rosji i jej zdolność do odbudowy armii, jest rezygnacja z importu gazu i ropy naftowej pochodzenia rosyjskiego. Nawet gdyby surowiec chciały odkupić Chiny – będą gotowe zapłacić dużo mniej niż Europejczycy i Rosja straci dziesiątki lub setki miliardów dolarów. Czy Polska – która spodziewa się dużego wzrostu zużycia gazu – jest rzeczywiście gotowa na odcięcie się od rosyjskiego surowca? A inne kraje europejskie?Polscy politycy, popierając wezwania płynące z Ukrainy, jasno wskazują, że potrzebne są kolejne kroki, które obciążą rosyjskiego agresora. Premier Morawiecki od dłuższego czasu apeluje o nałożenie embargo na rosyjski węgiel, gaz i ropę w całej Unii Europejskiej. Takie rozwiązanie proponują również Anna Moskwa – Minister Klimatu i Środowiska oraz Piotr Naimski – Pełnomocnik Rządu do spraw Strategicznej Infrastruktury również:Fundusz kosztuje, ETF też. Opłaty mają ogromne znaczenie dla wyniku inwestycji. Co zrobić, żeby oszczędzanie było tanie? [WYCISKANIE EMERYTURY]Fundusze portfelowe: ostatni krzyk mody w branży inwestycyjnej. Jeśli głowa cię boli na samą myśl o inwestowaniu pieniędzy, to… są właśnie dla ciebie [INWESTUJ Z WEALTHSEED]W pierwszych bankach można już wziąć kredyt na mieszkanie bez wkładu własnego. Czy to się opłaca? Sprawdzam warunki i procedury! [BANK NOWOŚCI]Polska bez rosyjskiego gazu? Już wkrótcePolska jest w naprawdę niezłej sytuacji. Dzięki prowadzonej przez lata polityce dywersyfikacji źródeł dostaw gazu ziemnego, a także odpowiednio rozbudowanym krajowym potencjale wydobywczym i magazynowym, w przeciwieństwie do wielu innych państw europejskich jesteśmy w stanie funkcjonować bez dostaw ze Wschodu. I tak się stanie – nawet bez formalnego embargo. A to dlatego, że z końcem 2022 r. upływa wieloletni kontrakt jamalski, na mocy którego do Polski dostarczano gaz ze Wschodu. Już wiadomo, że kolejnego kontraktu nie węglowodorów stanowi ważny dochód dla rosyjskiej gospodarki. Wpływy do budżetu państwa z eksportu ropy i gazu w 2021 r. stanowiły 36% łącznych dochodów. W ostatnich latach udział ten wynosił od 28% (2020 r.) do 46% (2018 r.). Surowce przynoszą Rosji nie tylko gigantyczne pieniądze (wspierając finansowanie rosyjskiej machiny wojennej), ale są też instrumentem polityki. Przez dekady tamtejsza władza realizowała swoje interesy, wspierając się olbrzymim potencjałem więcej: Czy będzie światowe embargo na rosyjską ropę? Po ile będzie paliwo? ( surowców energetycznych z Rosji niejednokrotnie towarzyszyły nieoczekiwane przerwy w dostawach (w styczniu 1993 r., w styczniu 2009 r. oraz w czerwcu 2017 r). Za każdym razem w tle były jakieś rosyjskie oczekiwania wobec Polski. Dlatego życie bez rosyjskiego gazu będzie nie tylko bezpieczniejsze, ale i doświadczenia z 2014 r. nie zachęciły Europy do zmiany kursu swoich inwestycji, czego przykładem jest niemiecka polityka Energiewende i wieloletnie spory o budowę podmorskiego gazociągu Nord Stream II. Może ta wojna w końcu doprowadzi do skutecznego przewrotu w strukturze europejskich dostawców paliw? Szkoda tylko, że ceną będą tysiące istnień kilka lat będziemy potrzebowali prawie dwa razy więcej gazu?Według GUS w 2019 r. (przed pandemią) krajowe zapotrzebowanie na gaz ziemny wyniosło 19,6 mld m3, a krajowe wydobycie sięgnęło 4,6 mld m3. Zatem większość (ok. 15 mld m3 gazu ziemnego) importowaliśmy z zagranicy. Jak wynika z danych PGNiG – głównie z Rosji (60%). Część zasobów surowca skumulowana była w podziemnych magazynach, które na dzień dzisiejszych mogą zgromadzić około 3,2 mld m3 jak będzie w przyszłości? W opublikowanym przez Gaz-System w 2021 r. Krajowym Dziesięcioletnim Planie Rozwoju Systemu Przesyłowego zaprezentowano prognozę zapotrzebowania na usługę przesyłową, którą można traktować jako wyznacznik zapotrzebowania na gaz ziemny. Przedstawione dane wskazują na to, że krajowe zużycie gazu do 2030 r. potencjalnie może sięgnąć nawet ponad 35 mld m3. ­Za największy skok odpowiadać miała elektroenergetyka, autorzy strategii nie brali jednak pod uwagę wybuchu wojny na Ukrainie, która może podważyć rolę gazu jako paliwa przejściowego w procesie transformacji energetycznej. Biorąc jednak pod uwagę założenia europejskiej strategii „Fit for 55” oraz stan polskich elektrowni węglowych, możemy spodziewać się wzrostu zapotrzebowania na gaz na to także, opublikowane na początku stycznia przez Urząd Regulacji Energetyki, szczegóły grudniowej aukcji na dostawy energii w 2026 r. Zakontraktowano na tej aukcji 7,2 GW energii, z czego największy udział miały źródła gazowe – około 3 GW. Wygląda więc na to, że zapotrzebowanie na gaz w Polsce OGP Gaz-System Krajowy Dziesięcioletni Plan Rozwoju Systemu Przesyłowego, 2021. Czy Polska jest gotowa na odcięcie się od rosyjskiego gazu? Czy w tej sytuacji Polska rzeczywiście jest w stanie pokryć swoje rosnące zużycie gazu bez dostaw ze Wschodu? Łączny dostępny obecnie potencjał importowy Polski wynosi około 27 mld m3 rocznie – tyle jesteśmy w stanie ściągnąć gazu z zewnątrz. To znacznie powyżej obecnego zapotrzebowania Polski, ale mniej, niż będziemy potrzebowali za kilka lat. Z tego 13,7 mld m3 możemy ściągać ze Wschodu (tyle że to źródło chcemy za chwilę „wyłączyć”), a mniej więcej 8,3 mld m3 z Zachodu i Południa, zaś 5 mld m3 – z Północy, kierunku, który jako jedyny jest całkowicie niezależny od wpływów magazyny gazu zapełnione są w około 60%, a jednocześnie do gazoportu na bieżąco docierają kolejne dostawy LNG, no i mamy jeszcze złoża krajowe – więc nawet gdyby Rosja chciała nam odciąć gaz przed końcem roku – zapewne sobie poradzimy. Ale co później?Do obecnego miksu pozyskiwania źródeł gazu już niedługo dojdą kolejne elementy. Szczególnie istotny będzie gazociąg Baltic Pipe o przepustowości do 10 mld m3 rocznie – z czego PGNiG zarezerwowała 8,2 mld m3. Ten gazociąg osiągnie pełną przepustowość już z końcem tego roku. Rozbudowany gazoport w Świnoujściu przyjmie 6,2 mld m3 w tym roku i 8,3 mld m3 do 2023 r. Połączenie Polska–Litwa pozwoli dodatkowo przyjąć 1,9 mld m3 gazu w 2022 r. (głównie dzięki gazoportowi Klaipeda LNG). A połączenie Polska–Słowacja daje teoretycznie 5,7 mld m3 gazu w 2022 łącznie daje już 100% obecnego zapotrzebowania na gaz w Polsce – ok. 24 mld m3. A przecież mamy jeszcze kilka miliardów metrów sześciennych własnego wydobycia. I jeszcze jeden as w rękawie. W planach jest „pływający gazoport” FSRU w Gdańsku, w ramach którego w grudniu 2021 r. wstępnie zgłoszono możliwą podaż na 6,1 mld m3 gazu rocznie. Oddanie tej inwestycji do użytkowania planowane jest na 2027-2028 potencjał gazowy uzupełnią jeszcze rozbudowywane magazyny gazu ziemnego. Zgodnie z Krajowym Dziesięcioletnim Planem Rozwoju Systemu Przesyłowego w perspektywie dekady ich wielkość ma wzrosnąć nawet o kolejne 2,5 mld m3. I być może będzie też biogaz i jego uszlachetniona forma w postaci biometanu. Zdaniem niektórych ekspertów potencjał tego źródła gazu może wynieść ponad 10 mld m3 rocznie. Trzeba będzie w tym celu wybudować PGNiG, Sprawozdanie Zarządu za 2020 gazowa dominacja Rosji w Europie dobiega końca?Polska jest w stanie nie tylko zaspokoić własne potrzeby gazowe, ale też hipotetycznie zaopatrywać w gaz Europę. Aby udało się ograniczyć dominację Federacji Rosyjskiej na europejskim rynku surowcowym, potrzebne są potężne działania innych państw. Z tym niestety jest trochę gorzej – przykładem są Niemcy, którzy pomimo ogromnych zdolności importowych nie są zwolennikami wprowadzenia embargo. I nie bardzo wyobrażają sobie życie bez rosyjskiego całkowite odcięcie się państw członkowskich Unii Europejskiej od dostaw ze Wschodu jest mało prawdopodobne. Doświadczenia z końca 2021 r. i obecna wojna wspierają jednak rozsądne myślenie – najprawdopodobniej Komisja Europejska ustanowi wymóg mówiący, że do 1 października każdego roku magazyny gazu w UE muszą być wypełnione w co najmniej 90%.To zmobilizuje państwa do zabezpieczania dostaw z wyprzedzeniem i potencjalnie będzie stanowić kontrę dla szantażu gazowego w okresie zimowym. To jednak nie wszystko: do 2030 r. planowane jest porzucenie importu z Rosji. Przedstawiony program „REPowerEU”, równolegle z pakietem „Fit for 55”, ma zmniejszyć zapotrzebowanie na gaz w Europie o 155 mld m3 do 2030 r. – dokładnie tyle, ile średnio importuje się z Rosji – przy zużyciu na poziomie około 420 mld na to jest wiele. Tradycyjnie mówi się o rozbudowie infrastruktury odnawialnych źródeł energii, elektryfikacji, zwiększaniu poziomu efektywności energetycznej, rozbudowie potencjału europejskich gazoportów, ale – co szczególnie ważne i dla wielu środowisk kontrowersyjne – Komisja Europejska twierdzi, że kraje mogą dłużej spalać węgiel pod warunkiem, że będzie to częścią szerszego przejścia na odnawialne źródła to również firma konsultingowa Aurora Energy Research, która oszacowała, że ​​przy wszystkich dostępnych alternatywnych źródłach importu i całkowitym odcięciu się od dostaw rosyjskich (np. większej liczbie dostaw z Afryki Północnej, Norwegii, Holandii i wzmożonej regazyfikacji LNG) dostawy gazu do Europy następnej zimy byłyby o 11% niższe od poziomu z zeszłej zimy. Najskuteczniejszym środkiem, który mógłby pomóc w radzeniu sobie z zakłóceniami dostaw w krótkim okresie, byłoby wykorzystanie węgla zamiast gazu w sektorze elektroenergetycznym i przemyśle oraz wprowadzenie oszczędności energii w ciepłownictwie. W zimie (2022/2023) Europa mogłaby w ten sposób zmniejszyć zapotrzebowanie na gaz nawet o 14%. Taka narracja w Polsce odczytywana jest jako upadek polityki klimatycznej, ale w rzeczywistości jest to jedynie dostosowanie strategii odchodzenia od paliw kopalnych do obecnych tu musimy pamiętać jeszcze o jednym: zmiany w zapotrzebowaniu i kierunkach zakupu gazu – zarówno na poziomie krajowym, jak i na poziomie europejskim (Europa musiałaby konkurować o dostawy z innymi odbiorcami) – będą prowadzić do tego, że ceny gazu ziemnego będą niezwykle zmienne. Może się to zatem odbić na portfelu konsumentów – będziemy płacili za gaz więcej, ale warto pomyśleć o tym jak o cenie bezpieczeństwa, niezależności i ochrony też: Czy PGNiG spekulował instrumentami pochodnymi i przegrał? Wyjaśniam ( też: Wojna, strach, rynek nieruchomości i uchodźcy. Co z cenami mieszkań ( tytułowe: Quinten de Graaf/Unsplash

Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo kupiło za 1,95 mld koron norweskich, czyli 996 mln zł, udziały w czterech norweskich złożach ropy naftowej i gazu. Umowę podpisał zależny PGNiG Upstream International z firmą Total E&P Norge, należącą do francuskiego koncernu naftowego Total. Zarząd PGNiG zauważa, że dzięki zawartej umowie uzyskuje natychmiastowy wzrost produkcji poza granicami kraju o około 60 proc. – Poza tym transakcja pozwoli nam utrzymać zwiększony poziom wydobycia ropy przez co najmniej dziesięć lat. Ponadto spodziewamy się szybkiego zwrotu z tej inwestycji, a to dobra wiadomość dla akcjonariuszy – twierdzi Mariusz Zawisza, prezes PGNiG. Cztery szanse Giełdowa spółka kupiła 8 proc. udziałów w złożu Gina Krog, 6 proc. w Morvin oraz po ponad 24,2 proc. w złożach Vale oraz Vilje. Pierwsze z nich jest obecnie w fazie zagospodarowania. Trzy pozostałe są złożami produkcyjnymi. Znajdują się na Morzu Północnym, z wyjątkiem złoża Morvin, które jest zlokalizowane na Morzu Norweskim. Łączne wydobycie realizowane na obszarze nabytych koncesji, w części przypadającej na PGNiG, jest szacowane w tym roku na około 320 tys. ton ropy oraz 90 mln m sześc. gazu. To około 8 tys. boe (baryłek ekwiwalentu ropy) na dzień. Produkcja ma być kontynuowana przez okres najbliższych 14 lat. Niezależny audytor, firma Senergy, ocenia, że rezerwy ropy i gazu określane w międzynarodowej terminologii jako 2P w złożach kupionych przez PGNiG (liczone według nabytych udziałów) wynoszą 33 mln boe. W około 72 proc. składa się na nie ropa, a w 28 proc. gaz. Na początku tego roku zagraniczne rezerwy ropy i gazu należące do PGNiG wynosiły 60 mln boe. Potrzebne inwestycje PGNiG szacuje, że przepływy osiągnięte na wydobyciu z nowych złóż pozwolą jeszcze w tym roku na sfinansowanie około 45 proc. ceny zakupu. Pozostała część ceny docelowo ma być sfinansowana kredytem zabezpieczonym nabytymi rezerwami ropy i gazu. Dzięki temu, inwestycja w Norwegii ma nie wpływać na inwestycje w Polsce. Dodatkową korzyścią z obecnej umowy jest możliwość szybszego odjęcia od podatku wcześniejszych wydatków inwestycyjnych poniesionych w Norwegii. – Wartość instrumentu podatkowego na 1 stycznia 2014 r. wynosi 3,4 mld koron. Jest to kwota, która wprost pomniejszy wysokość podatku do zapłaty w najbliższych latach – informuje Dorota Gajewska, rzecznik PGNiG. Analitycy pozytywnie oceniają transakcję. Ich zdaniem spółka nabyła złoża po stosunkowo niskiej cenie. – Gdyby PGNiG nie kupił nowych złóż produkcyjnych, to już w przyszłym roku aktywa zagraniczne grupy zanotowałyby spadek wydobycia. Dzięki nowym nabytkom ma szansę na wzrost wydobycia w 2015 r. – twierdzi Tomasz Kasowicz, analityk DM BZ WBK. Dodaje, że spółki chcące osiągać stabilne zyski w branży poszukiwawczo-wydobywczej, muszą inwestować w złoża, aby zwiększać rezerwy posiadanych surowców i dążyć do utrzymania lub wzrostu produkcji z posiadanych złóż przez jak najdłuższy czas. Większa aktywność PGNiG w najbliższych latach zamierza nabywać kolejne koncesje poszukiwawcze i wydobywcze. Od dłuższego czasu podobne zapowiedzi słychać z ust prezesów Grupy Lotos i PKN Orlen. Gdański koncern pod koniec ubiegłego roku kupił od brytyjskiego koncernu Centrica udziały w 14 norweskich koncesjach obejmujących złoża znajdujące się pod dnem Morza Północnego. Na części z nich od pewnego czasu prowadzone jest wydobycie. Gdańska spółka zapłaciła za złoża Heimdal 536,3 mln zł. Z kolei PKN Orlen w ostatnich kwartałach mocno inwestował w Kanadzie. Pod koniec ubiegłego roku przejął firmę TriOil za około 550 mln zł. Dzięki tej inwestycji stał się nie tylko spółką poszukiwawczą, ale i wydobywczą. Kilka miesięcy później nabył firmę Birchill Exploration, również wydobywającą ropę i gaz w kanadyjskiej prowincji Alberta. Wartość transakcji wyniosła 707,5 mln zł. Ryzyko strat Z inwestycjami w koncesje poszukiwawcze i wydobywcze wiążą się jednak liczne czynniki ryzyka. Niemal każda firma działająca w tej branży mogła się boleśnie o tym przekonać. PKN Orlen pod koniec ubiegłego roku wstrzymał prace i dokonał odpisu pomniejszającego zyski w wysokości 89 mln zł na projekt Kambr realizowany na łotewskim szelfie Morza Bałtyckiego. Powodem było fiasko prowadzonych poszukiwań. Wcześniej do poniesienia strat w Libii przyznało się PGNiG. Spółka dokonała odpisu w wysokości 420 mln zł oraz zawiązała rezerwę na pokrycie pozostałych do realizacji zobowiązań koncesyjnych projektu Murzuq na kwotę 137 mln zł. Powodem strat była wojna domowa w Libii. Z tego samego powodu spółka musiała się wycofać z poszukiwań ropy w Egipcie. Miliardowe straty poniosła Grupa Lotos i to na stabilnym rynku norweskim. Wszystko przez wadliwą platformę wydobywczą zainstalowaną na złożu ropy Ym. W przeszłości stosunkowo duże odpisy z działalności poszukiwawczej w Syrii musiał, z powodu wojny domowej, dokonać Serinus Energy, spółka kontrolowana przez Jana Kulczyka. Straty ponosi też Petrolinvest. Firma do niedawna kontrolowana przez Ryszarda Krauzego, duże kwoty zainwestowała w Kazachstanie. Na razie nie ma szans na ich odzyskanie. Inwestycje na czterech kontynentach Polskie spółki prowadzą obecnie poszukiwania i wydobycie ropy i gazu na czterech kontynentach. Są obecne w Europie, Azji, Afryce i Ameryce Północnej. Niewątpliwie największe sukcesy, ale czasami i bolesne porażki, odnotowuje PGNiG, które działa w branży najdłużej. Gazowniczy koncern obecną pozycję zawdzięcza nabytym w lutym 2007 r. udziałom w norweskim złożu Skarv. W ostatnich dwóch latach opierał na nich niemal całą zagraniczną produkcję. Stosunkowo niewielkie wydobycie gazu PGNiG realizuje jeszcze w Pakistanie. W Norwegii i na Litwie aktywna jest Grupa Lotos. W obu krajach prowadzi dziś wydobycie. Niedawno do grona firm wydobywczych dołączył PKN Orlen. Stało się to możliwe dzięki nabyciu dwóch firm kanadyjskich. Stosunkowo duże sukcesy odnotowuje Serinus Energy. W jego przypadku są one wynikiem prac mających przede wszystkim na celu, nawet kilkakrotne, zwiększenie produkcji na złożach, ?na których wcześniej inne firmy miały duże problemy. Tak było na Ukrainie, a wkrótce podobne rezultaty zarząd chce osiągnąć ?w Tunezji. Spośród polskich firm niewątpliwie największe porażki w branży poniósł gdyński Petrolinvest. Kilka lat temu spółka zainwestowała duże pieniądze w Rosji i Kazachstanie. Do dziś ?z jej ambitnych planów prawie nic nie wyszło. Flawiusz Pawluk, analityk UniCredit CAIB Poland Gdyby PGNiG nie kupił norweskich złóż, zanotowałby spadek wpływów z wydobycia ropy i gazu. Dzięki umowie ?z Totalem powinny się one utrzymać na dotychczasowym poziomie. W przypadku PGNiG i Grupy Lotos inwestycje w Norwegii niosą dodatkowe korzyści związane z możliwością odliczenia od podatku poniesionych wcześniej wydatków. W mojej ocenie polskie koncerny w kolejnych latach powinny kupować nowe złoża, zwłaszcza jeśli ich cena nie przekracza 9 dol. za baryłkę ekwiwalentu ropy zawartą w rezerwach 2P. Inwestycje powinny być dokonywane w złoża produkcyjne, na rynkach uważanych za bezpieczne. Pojedyncze transakcje nie powinny przekraczać 1 mld zł.

Potężne złoża gazu pod Poznaniem! W Sierosławiu odkryto 650 milionów metrów sześciennych gazu. OPRAC.: Paweł Antuchowski. 5 sierpnia 2022, 9:11 1. Odwiert Sierosław-2H. PGNiG S.A.

Dane pochodzące od operatora złóż gazowych w Holandii, zawarte w zestawieniach oraz na rysunku informują o wydobyciu gazu naturalnego z domieszką gazów niepalnych, głównie azotu. Holenderski operator NAM podaje, że ze złoża Groningen wydobyto w 1976 roku 87,74 mld m3 gazu, tego naturalnego z domieszką niepalnego azotu.

Do Norwegii platforma wiertnicza przypłynęła ze stoczni w Abu Zabi. Za dwa tygodnie, kiedy technicy zakończą jej finalny montaż, platforma wypłynie na oddalone o blisko 100 km od brzegu podmorskie złoże YME. Szefowie Lotosu liczą, że już w przyszłym roku wydobędą z niego 400 tys. ton ropy. Nie tylko Lotos – Ta inwestycja to część naszej strategii, dzięki której na przełomie 2014 i 2015 r. z własnych źródeł chcemy pozyskać milion ton ropy – mówi Marcin Zachowicz, rzecznik Lotosu. By zrealizować ambitne plany, Lotos chce przejąć do końca roku pełną kontrolę nad litewską spółką wydobywczą Geonafta, w której dziś ma 42 proc. udziałów. Ta transakcja pozwoliłaby zwiększyć zdolności wydobywcze o 30 proc. Grupa Lotos to niejedyna polska firma, która finalizuje inwestycje w eksploatację własnych złóż surowców energetycznych. W przyszłym roku Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo zamierza uruchomić wydobycie ropy naftowej w Norwegii. Stopień zaawansowania prac przygotowawczych wynosi blisko 80 proc. Polska firma trzy lata temu kupiła pakiet 12 proc. udziałów w złożach Skarv i Snadd, które zawierają nawet 36 mld metrów sześciennych gazu oraz 15 mln ton ropy naftowej. PGNiG przypadnie część zasobów szacowana na pół miliona ton ropy i 400 mln m sześc. gazu rocznie. W Azji inżynierowie PGNiG szukają gazu w Pakistanie. W tym roku na prace poszukiwawcze za granicą PGNiG wyda prawie 350 mln zł. Kulczyk też szuka – Problem w tym, że te inwestycje pochłaniają środki, jakie można by wydać na zwiększenie wydobycia w kraju, co poprawiłoby nasze bezpieczeństwo energetyczne – mówi analityk rynku paliw Andrzej Szczęśniak. Faktycznie, choć inwestycje w eksploatację zagranicznych złóż pochłonęły już miliardy dolarów, nadal nie widać efektów. Inwestorzy są rozczarowani szczególnie mizernymi efektami poszukiwań w Rosji i Kazachstanie prowadzonych przez Petrolinvest, giełdową spółkę, której udziałowcem jest Ryszard Krauze. Szefowie firmy chcą jednak szybko wyjść z impasu. Na początku ubiegłego tygodnia Petrolinvest zawarł przedwstępną umowę dotyczącą nabycia 50 proc. w rosyjskiej spółce Bogorodsknieft. Firma wydobywa już ropę ze złóż Bogorodskie i Nikolskie. Łączne udokumentowane i potwierdzone zasoby ropy naftowej obu tych pól wynoszą blisko 45 mln baryłek. Zasoby perspektywiczne oceniane są dodatkowo na 20 mln baryłek. Na wsparcie zagranicznych partnerów liczy też Kulczyk Oil Ventures (KOV), który podpisał niedawno umowę z firmą MENA Hydrocarbons na poszukiwania ropy i gazu w Syrii. To Lotos ma najlepszą strategię Spośród polskich firm poszukujących własnych złóż surowców energetycznych największe szanse powodzenia ma strategia Lotosu. Firma realizuje ją powoli, ale konsekwentnie, i wszystko wskazuje na to, że uda się jej osiągnąć zauważalny udział ropy z własnego wydobycia. Spółkom Petrolinvest oraz Kulczyk Oil Ventures brakuje spektakularnego sukcesu, czyli dużego odkrycia złóż. Na razie ich inwestycje pozostają we wstępnej fazie realizacji. Ale nawet jeśli nasze firmy znacznie zwiększą wydobycie ropy naftowej za granicą, to wpłynie to tylko na wyceny ich akcji. Ceny paliw w Polsce ustalane są według notowań cen ropy naftowej i paliw na międzynarodowych rynkach. Dla tych wyliczeń pochodzenie ropy przerabianej przez nasze rafinerie jest bez znaczenia. W dodatku polskie zakłady przerabiają ropę rosyjską, bo to jest najbardziej uzasadnione ekonomicznie. Dlatego nikt nie będzie się trudził sprowadzaniem surowca z innych regionów świata. Materiał chroniony prawem autorskim - wszelkie prawa zastrzeżone. Dalsze rozpowszechnianie artykułu za zgodą wydawcy INFOR PL Kup licencję

. 228 591 545 39 90 78 309 603

złoża gazu w syrii