Content uploaded by Alicja Kot-Niewiadomska
Author content
All content in this area was uploaded by Alicja Kot-Niewiadomska on Dec 17, 2019
Content may be subject to copyright.
Wydobycie i import – struktura pokrycia zapotrzebowania na ropê naftow¹
w Polsce w latach 1990–2017
Jaros³aw Kamyk1, Alicja Kot-Niewiadomska1
Extraction and import – structure of covering the oil demand in Poland during 1990–2017. Prz. Geol., 67: 891–898.
Abstract.Fromthebeginning of the 20th century until the interwar period, Poland was at the forefront of crude oil producers in the
world, and then in Europe. Poland, as a result of war damage, and first of all territorial changes that occurred after World War II, lost
significant resources of this raw material. At the same time, the development of oil demand, related to the economic recovery of the
country, contributed to the need to develop imports, which during 1990–2017 increased from 13.0 million tons to over 24.0 million tons
of crude oil. Poland, due to the technical configuration of domestic refineries, as well as the availability of the “PrzyjaŸñ” pipeline,
imports crude oil mainly from Russia. However, Polish refineries have the opportunity to develop alternative sources of supply through
the availability of Naftoport in Gdañsk. Thus, the progressive diversification of supplies, causes a decline in the share of Russian oil
(from 95% during 2001–2005 to 74% in 2017), for the benefit of raw material from the Middle East, but also North America or other
European countries. The extraction of crude oil from domestic deposits increased in the analyzed period from 0.15 million tons to 0.94
million tons in 2017, but in recent years it covers only 3–4% of domestic demand.
Keywords: oil crude, extraction, import, demand
Na œwiatowej liœcie producentów ropy naftowej Polska
zajmuje odleg³e miejsce, ale to w³aœnie nasz kraj jest po-
wszechnie uznawany za kolebkê przemys³u naftowego. Za
jego pocz¹tek przyjmuje siê przeprowadzony z sukcesem
przez Ignacego £ukasiewicza w 1853 r. proces destylacji
ropy naftowej. Wydarzenie to zapocz¹tkowa³o równie¿ inten-
sywny rozwój górnictwa naftowego na ziemiach polskich
– w granicach ówczesnej Galicji Wschodniej. Ta czêœæ Pol-
ski na Podkarpaciu w latach 1772–1918 znajdowa³a siê w
granicach zaboru austriackiego i stanowi³a jego prowincjê
nazwan¹ Królestwem Galicji i Lodomerii (potocznie Gali-
cja). Tam te¿, w miejscowoœci Siary k. Gorlic powsta³
pierwszy (na ziemiach polskich), wykopany rêcznie szyb
naftowy Stanis³aw. W 1854 r. uruchomiono pierwsz¹
w Polsce i na œwiecie kopalniê ropy naftowej w Bóbrce
k. Krosna, a w roku 1855 pierwsz¹ rafineriê ropy (destylar-
niê, jak j¹ wówczas nazywano) w Klêczanach k. Grybowa
(Lisowski, 2017). W rezultacie intensywnego rozwoju
kopalnictwa ropy naftowej w kolejnych dekadach, na
prze³omie XIX i XX w. Galicja by³a jednym z najwiêk-
szych oœrodków wydobycia i przetwórstwa ropy na œwiecie
(Paw³owski, 1995). W 1909 r. osi¹gniêto rekordowy na
owe czasy poziom wydobycia – 2 mln t/r. (Paw³owski,
1995; Lorenz i in., 2017), co plasowa³o j¹ na trzecim miej-
scu na œwiecie, po USA i Rosji (Szafran, 2003). Po¿ary
szybów naftowych Borys³awia (Paw³owski, 1995), znisz-
czenia zwi¹zane z I wojn¹ œwiatow¹, wkroczenie Ukraiñców
na tereny województw lwowskiego, tarnopolskiego i sta-
nis³awowskiego (1918) oraz przejêcie przez nich kontroli
nad szybami i rafineriami, wojna polsko-sowiecka (1920),
jak równie¿ wyczerpywanie siê z³ó¿ i znacznie mniejsze
nak³ady na prace poszukiwawcze spowodowa³y, i¿ wydo-
bycie ropy naftowej w Karpatach polskich zmala³o
3-krotnie do ok. 713 tys. t w 1922 r. (Kachlik, 1982). Do-
datkowo Rzeczypospolitej Polskiej przypad³o jedynie
dwadzieœcia osiem pól naftowych w bardzo rozdrobnionej
strukturze. Maj¹tek firm austriackich i niemieckich zosta³
przekazany w rêce podmiotów zagranicznych. W konse-
kwencji 75% przemys³u naftowego ulokowanego na pol-
skim terytorium sta³o siê w³asnoœci¹ kapita³u francuskiego
i amerykañskiego (Bochena, 2015). Wci¹¿ jednak Polska
by³a trzecim europejskim producentem ropy, po Zwi¹zku
Sowieckim i Rumunii.
Zniszczenia wywo³aneIiIIwojn¹ œwiatow¹ oraz zwi¹-
zane z nimi zmiany terytorialne ograniczy³y produkcjê
surowca do zaledwie 0,1 mln t w 1945 r. (Bochena, 2015).
W kolejnych dekadach, w wyniku dzia³añ na rzecz intensy-
fikacji wydobycia, notowa³o ono powoln¹ tendencj¹ wzrosto-
w¹, nie zaspokajaj¹c jednak stale rosn¹cych wewnêtrznych
potrzeb kraju. Wzrost zapotrzebowania na ropê zrodzi³ wiêc
koniecznoϾ jej importu, a uwarunkowania geopolityczne
sprawi³y, ¿e Polska sta³a siê jednym z g³ównych odbiorców
radzieckiej ropy naftowej (Wojcieszak, 2015).
Jednoczeœnie w kraju trwa³y poszukiwania nowych z³ó¿,
które oprócz Karpat i Przedgórza Karpackiego, objê³y rów-
nie¿ okolice K³odawy i Inowroc³awia oraz obszar Ni¿u
Polskiego, a w szczególnoœci Monokliny Przedsudeckiej
(Protas, Skoczylas, 1993). Pozytywne rezultaty wielolet-
nich prac badawczych i dokumentacyjnych sprawi³y, ¿e od
pocz¹tku lat 90. XX w. ukszta³towa³y siê w Polsce cztery
g³ówne rejony wydobycia ropy naftowej: Karpaty, Przed-
górze Karpackie, Ni¿ Polski oraz Morze Ba³tyckie (szelf)
(ryc. 1). Wed³ug stanu na koniec 2017 r. w kraju eksploato-
wano 64 z³o¿a ropy naftowej, w tym 27 z³ó¿ w rejonie Kar-
pat, 6 z³ó¿ na Przedgórzu Karpackim, 29 z³ó¿ na Ni¿u
Polskim oraz 2 z³o¿a w polskiej strefie ekonomicznej na
Morzu Ba³tyckim (ryc. 1) (Bilans zasobów, 2018). W2018 r.
zaniechano ³¹cznie eksploatacji 5 niewielkich z³ó¿ w rejo-
nie Karpat (3 z³o¿a) i na Ni¿u Polskim (2 z³o¿a), co nie
891
Przegl¹d Geologiczny, vol. 67, nr 11, 2019
ARTYKU£Y INFORMACYJNE
1Instytut Gospodarki Surowcami Mineralnymi i Energi¹ PAN, Pracownia Polityki Surowcowej, ul. Wybickiego 7A, 31-261 Kraków;
kamyk@min-pan.krakow.pl;a.kn@min-pan.krakow.pl
wp³ynê³o w znacz¹cy sposób na wielkoœæ osi¹gniêtego
wydobycia (Bilans zasobów, 2019).
W poni¿szym artykule analizie poddano strukturê po-
krycia zapotrzebowania na ropê naftow¹ w Polsce w latach
1990–2017. W tym celu scharakteryzowano rozwój wydo-
bycia surowca ze z³ó¿ krajowych, wraz ze wskazaniem naj-
wa¿niejszych wydarzeñ w dziedzinie poszukiwañ naftowych
na terenie Polski. Okreœlono równie¿ strukturê importu
surowca w analizowanym przedziale czasowym, ze szcze-
gólnym uwzglêdnieniem Rosji jako g³ównego kierunku
importu ropy naftowej do kraju oraz postêpuj¹cej w ostat-
nich latach dywersyfikacji Ÿróde³ dostaw. Z uwagi na nie-
kompletne jeszcze szczegó³owe dane dotycz¹ce struktury
importu w roku 2018 artyku³ dotyczy lat 1990–2017, jedy-
nie z zarysowaniem trendów zaobserwowanych w 2018 r.
ZARYS ROZWOJU
ODKRYÆ NAFTOWYCH W POLSCE
Do 1992 r. ca³e krajowe wydobycie ropy naftowej po-
chodzi³o wy³¹cznie z obszaru l¹dowego, zwykle z ma³ych
z³ó¿ zlokalizowanych w Karpatach i na Przedgórzu Kar-
packim. Brak rozpoznania geologicznego i geofizycznego
Ni¿u Polskiego do lat 60. XX w. spowodowa³, ¿e wyelimi-
nowano ten obszar ze szczegó³owych poszukiwañ. Dopiero
odkrycie w 1961 r. z³o¿a Rybaki k. Nowej Soli – pierwsze-
go na terenie Ni¿u Polskiego – zredefiniowa³o kierunki
poszukiwania ropy naftowej (i gazu ziemnego) w Polsce.
W wyniku intensywnych prac, prowadzonych g³ównie
przez liczne przedsiêbiorstwa poszukiwañ naftowych, a tak¿e
Pañstwowy Instytut Geologiczny (Wo³kowicz, 2019), na-
wiercono i zagospodarowano nowe z³o¿a na Monoklinie
Przedsudeckiej i w rejonie Wa³u Kujawskiego. Szczególn-
ego znaczenia nabra³y tereny roponoœne w rejonie Masze-
wa, Sulêcina, Kamienia Pomorskiego i ¯arnowca, Gorzys³a-
wia i na Wyspie Wolin, Daszewa–Karlina oraz Kostrzynia
(Makie³a, 2006; Wo³kowicz, 2019).
Najwa¿niejsze znaczenie dla tego regionu mia³o jednak
odkrycie (w 1993 r.) i udokumentowanie (w 1996 r.) najwiêk-
szego w Polsce z³o¿a ropno-gazowego Barnówko–Most-
no–Buszewo (dalej BMB) na granicy obecnego wojewódz-
twa lubuskiego i zachodniopomorskiego. Wydarzenie to
uznawane jest za jeden z najwiêkszych sukcesów w historii
poszukiwañ naftowych w Polsce, który otworzy³ nowe
mo¿liwoœci rozwoju dla polskiego górnictwa naftowego
(Chmielowiec-Stawska, Czekañski, 2013). Wed³ug stanu
na 31.12.2017 r. wielkoœæ zasobów wydobywalnych z³o¿a
BMB wynosi 6,19 mln t (Bilans zasobów, 2018). Eksplo-
atacjê z³o¿a rozpoczêto w roku 1996, a w 2003 r. Kopalnia
Ropy Naftowej i Gazu Ziemnego Dêbno, która eksploatuje
z³o¿e BMB, wydoby³a ju¿ ponad 0,37 mln t surowca (Bi-
lans zasobów, 2004). W³¹czane do eksploatacji kolejne
partie zasobów przyczyni³y siê do osi¹gniêcia maksymal-
nego poziomu wydobycia w 2004 r. Odkrycie z³o¿a BMB
zosta³o poprzedzone szczegó³owymi badaniami geologicz-
nymi (w tym sejsmicznymi) rejonu Gorzowa Wielkopol-
skiego, które zaowocowa³y odkryciem wielu innych z³ó¿,
892
Przegl¹d Geologiczny, vol. 67, nr 11, 2019
Ryc. 1. Rozmieszczenie eksploatowanych z³ó¿ ropy naftowej w Polsce wg stanu na 31.12.2017 r. (na podstawie Centralnej Bazy Danych
Geologicznych CBDG PIG-PIB)
takich jak: Górzyca, Cychry, Zielin czy Ró¿añsko (Mam-
czur i in., 1997).
W latach 2001–2003 w wyniku prac poszukiwawczych
prowadzonych na Ni¿u Polskim – pomiêdzy Gorzowem
Wielkopolskim a Poznaniem – odkryto dwa kolejne obie-
cuj¹ce z³o¿a ropy naftowej – Grotów i Lubiatów (Kudela,
Kowalski, 2013) oraz towarzysz¹ce im z³o¿e gazu ziemne-
go Miêdzychód (dalej LMG). Uruchomienie najwiêkszej
w Polsce Kopalni Ropy Naftowej i Gazu Ziemnego Lubia-
tów (KRNiGZ Lubiatów), eksploatuj¹cej oba z³o¿a, mia³o
miejsce w 2013 r. Zasoby bilansowe wydobywalne z³ó¿
Lubiatów i Grotów, nale¿¹cych do najzasobniejszych w
Polsce, wynosz¹ ³¹cznie 5,57 mln t (KRNiGZ Lubiatów,
2017; Bilans zasobów, 2018).
Pierwsze prace poszukiwawcze w polskiej strefie eko-
nomicznej Morza Ba³tyckiego prowadzi³o w latach 60.
XX w. Przedsiêbiorstwo Poszukiwañ i Eksploatacji Z³ó¿
Ropy i Gazu Petrobaltic. Wykonano wówczas rekonesan-
sowe prace sejsmiczne, które przyczyni³y siê do rozpozna-
nia budowy geologicznej po³udniowego Ba³tyku (Makie³a,
2006). Poszukiwania ropy naftowej i gazu ziemnego na
szersz¹ skalê rozpoczê³y siê w 1975 r. i trwa³y do 1990 r.
Prowadzi³a je ju¿ Wspólna Organizacja Poszukiwañ Naf-
towych na Morzu Ba³tyckim Petrobaltic (z Polsk¹, ZSRR
i NRD jako udzia³owcami). W rezultacie we wschodnich
rejonach polskiej Wy³¹cznej Strefy Ekonomicznej (ok. 70 km
na pó³noc od Rozewia) odkryto m.in. 3 z³o¿a ropy nafto-
wej, w tym z³o¿e B3 i – oddalone od niego o 30 km na wsc-
hód – z³o¿e B8. W 1990 r. powo³ano wy³¹cznie polskie
Przedsiêbiorstwo Poszukiwañ i Eksploatacji Z³ó¿ Ropy
i Gazu Petrobaltic. Przejê³o ono maj¹tek produkcyjny sta-
nowi¹cy udzia³ Polski w likwidowanej miêdzynarodowej
firmie oraz otrzyma³o œrodki finansowe na wykup od stro-
ny niemieckiej i rosyjskiej urz¹dzeñ oraz sprzêtu niezbêd-
nego do kontynuowania prac. W 1992 r. uzyskano pierwsze
próbne wydobycie, a w 1995 r. rozpoczêto eksploatacjê
z³o¿a B3 – pierwszego polskiego szelfowego z³o¿a ropy
naftowej i towarzysz¹cego jej gazu ziemnego. Eksploata-
cja z³o¿a B8 rozpoczê³a siê w 2015 r. Wed³ug stanu na
31.12.2017 r. ³¹czna wielkoœæ zasobów bilansowych wy-
dobywalnych z³ó¿ B3 oraz B8 wynosi 6,76 mln t (Bilans
zasobów, 2018).
ROZWÓJ WYDOBYCIA ROPY NAFTOWEJ
W LATACH 1990–2017
Przytoczone powy¿ej najwa¿niejsze w historii polskie-
go przemys³u naftowego odkrycia z³ó¿ ropy naftowej wy-
raŸnie wp³ynê³y na kszta³towanie siê wielkoœci wydobycia
tego surowca w latach 1990–2017.
Ostatni¹ dekadê XX w. charakteryzuje powolny wzrost
wydobycia od 0,15 mln t w roku 1990 do ponad 0,42 mln t
w roku 1999 (ryc. 2), z ponad 80 eksploatowanych z³ó¿
(Bilans zasobów, 2000; Minerals Yearbook, 2002). Poza
stabiln¹ eksploatacj¹ z³ó¿ Karpat, Pogórza Karpackiego
i Ni¿u Polskiego g³ównym czynnikiem wzrostu krajowej
produkcji ropy naftowej w tych latach by³ rozwój wydoby-
cia ze z³o¿a B3 zlokalizowanego na szelfie Morza Ba³tyc-
kiego – od 0,02 mln t w 1992 r. do 0,24 mln t w 1999 r. W tym
dziesiêcioleciu udzia³ wydobycia ropy naftowej z rejonu
Morza Ba³tyckiego wynosi³ maksymalnie 56% w 1999 r.
i by³ najwy¿szy w ca³ym analizowanym okresie. Z obszaru
Ni¿u Polskiego na uwagê zas³uguj¹ z³o¿a Kamieñ Pomor-
ski, Wysoka Kamieñska oraz Buk, a w latach 1997–1999
równie¿ Zielin. £¹czna roczna produkcja z wymienionych
z³ó¿ wzros³a z 0,029 mln t w roku 1990 do 0,044 mln t w
roku 1999. Z rejonu Przedgórza wymieniæ nale¿y z³o¿a
Grobla i Nosówka. £¹czny maksymalny poziom wydoby-
cia z³o¿a te osi¹gnê³y w roku 1994 i 1996 – 0,026 mln t
(Bilans zasobów, 1995–1997).
Gwa³towny skok wydobycia surowca zanotowany w
2000 r. (do ponad 0,6 mln t) i kontynuowany w roku 2001
(do ponad 0,7 mln t) (ryc. 2) by³ w du¿ej mierze rezultatem
rozpoczêcia na szerok¹ skalê eksploatacji z³o¿a BMB
na Ni¿u Polskim, która ju¿ w 2001 r. osi¹gnê³a poziom
0,33 mln t (Bilans zasobów, 2002). Dodatkowo w 2000 r.
maksymalny poziom wydobycia (0,31 mln t) zosta³ osi¹g-
niêty na wspomnianym ju¿ z³o¿u B3. W tym okresie w³aœ-
ciwie tylko te dwa z³o¿a stanowi³y o krajowej produkcji
ropy naftowej. W 2004 r. ³¹czna produkcja surowca prze-
kroczy³a 0,86 mln t i by³a najwy¿sza w pierwszej dekadzie
XXI w. Wtym w³aœnie roku maksymalny poziom produkcji
uzyskano ze z³o¿a BMB (0,48 mln t) i Lubiszyn (0,02 mln t)
oraz rozpoczêto próbn¹ eksploatacjê z³o¿a Lubiatów. Dwa
lata póŸniej do grupy z³ó¿ zagospodarowanych wesz³o
893
Przegl¹d Geologiczny, vol. 67, nr 11, 2019
Ryc. 2. Regionalna struktura wydobycia ropy naftowej w Polsce w latach 1990–2017 z wyszczególnieniem wydobycia ze z³ó¿ B3, B8,
BMB oraz Lubiatów (na podstawie: Bilans zasobów, wydania 1991–2018)
równie¿ z³o¿e Grotów. Regularne wydobycie z tych dwóch
ostatnich jest jednak prowadzone dopiero od roku 2013, co
wyraŸnie prze³o¿y³o siê na znaczny wzrost produkcji ropy
w tym¿e roku (ryc. 2). Roczne wydobycie ze z³ó¿ Grotów
i Lubiatów w latach 2013–2017 oscylowa³o na poziomie
ok. 0,32 mln t rocznie, w tym ze z³o¿a Lubiatów ponad
0,3 mln t/r. W analizowanym okresie (1990–2017) rekor-
dowe wydobycie ropy naftowej zanotowano w roku 2016 –
0,96 mln t. Poza z³o¿ami Ni¿u Polskiego – BMB i Lubia-
tów, nale¿y równie¿ wymieniæ z³o¿e B8, w którym w tym
w³aœnie roku osi¹gniêto rekordow¹ wielkoœæ wydobycia –
niemal 0,12 mln t (Bilans zasobów, 2017).
Wed³ug stanu na 31.12.2017 r. w Polsce eksploatowano
64 z³o¿a (z 86 udokumentowanych). Wydobycie w 2017 r.
osi¹gnê³o 0,94 mlntinaniemal¿e identycznym poziomie
utrzyma³o siê równie¿ w roku 2018 (Bilans zasobów, 2018).
Stanowi³o to zaledwie 3,6% krajowego zapotrzebowania
na surowiec (tab. 1). Najwiêksze znaczenie w krajowej
poda¿y surowca maj¹ z³o¿a zlokalizowane na Ni¿u Pol-
skim. W analizowanym okresie znaczenie tego regionu
wyraŸnie wzros³o – na pocz¹tku lat 90. XX w. udzia³ ropy
naftowej pochodz¹cej ze z³ó¿ Ni¿u Polskiego w krajowym
wydobyciu wynosi³ niemal 50%, a w 2017 r. ju¿ 74%.
Obecnie spoœród 27 eksploatowanych tam z³ó¿ najwiêksze
znaczenie maj¹: BMB, Lubiatów oraz Grotów. Wielkoœæ
wydobycia z nich stanowi obecnie ok. 68% produkcji kra-
jowej (tab. 1). Drugim w kolejnoœci rejonem wydobywczym
jest szelf Morza Ba³tyckiego, którego produkcja opiera siê
na dwóch z³o¿ach – B3 oraz B8 i stanowi 22% krajowej
produkcji. Znaczenie Karpat oraz Przedgórza, w granicach
których ³¹cznie eksploatowane s¹ 32 z³o¿a, w chwili obec-
nej okreœliæ mo¿na jako marginalne, a ³¹czne wydobycie
z tych rejonów to zaledwie 4% produkcji krajowej. Na wy-
szczególnienie zas³uguj¹ z³o¿a: Grobla, Nosówka i P³awo-
wice z obszaru Przedgórza. Z³o¿a o najwiêkszym poziomie
wydobycia wraz ze wskazaniem ich udzia³u w krajowej
produkcji i zapotrzebowaniu zosta³y zestawione w tabeli 1.
Tabela zawiera 17 z³ó¿, z których ³¹czne wydobycie stano-
wi 91% produkcji krajowej, co z kolei zaspokaja zaledwie
3,5% krajowego zapotrzebowania.
ROZWÓJ IMPORTU ROPY NAFTOWEJ
W LATACH 1990–2017
Potrzeba istotnego rozwoju importu ropy naftowej do
Polski zaistnia³a po II wojnie œwiatowej. W wyniku rabun-
kowej eksploatacji podczas okupacji, strat wywo³anych
dzia³alnoœci¹ wojenn¹ oraz przede wszystkim zmiany gra-
nic (rejony po³udniowo-wschodniej Polski od Przemyœla
na wschód do Drohobycza znalaz³y siê w granicach Zwi¹zku
Sowieckiego) wydobycie ropy w Polsce spad³o wówczas
do ok. 0,1 mln t (Bochena, 2015). W kolejnych dekadach
notowa³o ono wprawdzie powoln¹ tendencj¹ wzrostow¹
(do 0,3–0,4 mln t/r.), ale jednak wci¹¿ nie zaspokaja³o
rosn¹cego zapotrzebowania kraju. Zrodzi³o to koniecznoœæ
importu ropy naftowej, a po wybudowaniu w 1964 r. ruro-
ci¹gu PrzyjaŸñ do drugiej po³owy lat 80. XX w. prawie
wy³¹cznym dostawc¹ surowca (tzw. ropy Urals lub REBCO)
do Polski by³ Zwi¹zek Sowiecki.
£¹czna wielkoœæ importu ropy naftowej do Polski w
latach 1990–2000 sukcesywnie wzrasta³a, osi¹gaj¹c swój
maksymalny poziom (18,0 mln t) w 2000 r. Nale¿y jednak
894
Przegl¹d Geologiczny, vol. 67, nr 11, 2019
Tab. 1. Zestawienie wybranych z³ó¿ ropy naftowej o najwiêkszym poziomie wydobycia, wg stanu na 31.12.2017 r.
Z³o¿e
(liczba z³ó¿ ogó³em) Liczba z³ó¿
eksploatowanych
Zasoby wydobywane
z³ó¿ eksploatowanych
[tys. t]
Wydobycie
[tys. t] % krajowej produkcji % krajowego
zapotrzebowania
Ba³tyk (2)
w tym m.in.: 2 6 765,55 208,99 22,2 0,81
B3 2145,32 90,89 9,7 0,81
B8 4620,23 118,10 13,6
Ni¿ (43)
w tym m.in.: 29 14 707,37 691,77 73,6 2,70
BMB 6190,95 302,55 32,3
2,66
Dzieduszyce 472,83 8,04 0,8
Grajewo 36,51 8,87 0,9
Grotów 1716,60 15,29 1,6
Górzyca 186,81 4,07 0,4
Lubiatów 3854,33 322,15 34,2
Michorzewo 13,94 7,77 0,8
Radoszyn 576,00 5,70 0,6
Wysoka Kamieñska 16,09 3,73 0,4
Przedgórze (12)
w tym m.in.: 6 355,84 15,99 1,7 0,06
Grobla 35,89 3,71 0,4
0,04
Nosówka 44,05 3,24 0,3
P³awowice 78,04 4,60 0,5
Karpaty (29)
w tym m.in. 27 677,89 22,49 2,4 0,09
Grabownica – 2,68 0,4
0,03
Osobnica 81,54 2,37 0,3
Wañkowa 79,34 3,08 0,5
£¹cznie (dla
wszystkich z³ó¿) 64 22 506,65 939,24 100 3,66
nadmieniæ, ¿e w pierwszej po³owie lat 90. XX w. dosz³o do
gwa³townego ograniczenia dostaw z krajów by³ego Zwi¹zku
Sowieckiego (po jego rozpadzie w 1991 r., ryc. 3), a udzia³
importu ropy z tego kierunku zmala³ do zaledwie 34%
w 1992 r. (Bilans Gospodarki, 1996). Alternatywnym
Ÿród³em dostaw dla kraju w latach 1990–2000 sta³y siê
Iran, Norwegia, Wielka Brytania i Litwa, a podrzêdnie
równie¿ Arabia Saudyjska i Kazachstan (ryc. 4). Maksi-
mum dostaw z tych pañstw przypada na rok 1992 – ³¹cznie
ponad 7,5 mln t (wiêkszoœæ z Iranu i Wielkiej Brytanii),
przy ca³kowitym imporcie wynosz¹cym 12,77 mln t. Spa-
dek wydobycia ropy naftowej w Rosji i trudnoœci z zaku-
pem ropy Urals w latach 90. zmusi³y Polskê do importu
z kierunku bliskowschodniego. Ropa ta by³a jednak dro¿-
sza od rosyjskiej, co odbi³o siê negatywnie na zyskach
rafinerii, które w tamtym czasie znalaz³y sie na granicy
op³acalnoœci produkcji (Wojcieszak, 2015).
Pierwsza dekada XXI w. przynios³a wzrost importu
surowca do 22,7 mln t w roku 2010 (ryc. 3). Zaprzestano
wówczas na kilka lat importu ropy z Iranu i Arabii Saudyj-
skiej, a znaczenie odzyska³a Rosja – 92% ropy naftowej
pochodzi³o z tego kierunku. Niemniej jednak polskie rafi-
nerie by³y wci¹¿ zaopatrywane w surowiec sprowadzany
z Kazachstanu, Norwegii i Wielkiej Brytanii, a okresowo
równie¿ z Litwy, Bia³orusi i Niemiec. Maksimum importu
z tych pañstw przypada na 2008 r. – 1,4 mln t ropy nafto-
wej, przy ca³kowitej wielkoœci importu wynosz¹cej ponad
21,0 mln t (Minerals Yearbook, 2010).
895
Przegl¹d Geologiczny, vol. 67, nr 11, 2019
Ryc. 3. Import ropy naftowej do Polski ogó³em oraz z wyszczególnieniem Rosji, w latach 1990–2017 (na podstawie: Gospodarka
Paliwowo-Energetyczna, GUS, 1991–2018)
Ryc. 4. Struktura importu ropy naftowej do Polski w latach 1990–2017 (na podstawie: Import-Eksport, GUS, 1990–2017); Bliski Wschód:
Irak, Iran, Arabia Saudyjska (rok 2017), Irak, Arabia Saudyjska (rok 2015), Iran (rok 1995), Irak, Iran (rok 1990)
Na wyszczególnienie zas³uguje rok 2014, w którym –
po wielu latach dominacji – udzia³ rosyjskiej ropy naftowej
w imporcie ogó³em spad³ poni¿ej 90% i ta tendencja utrzy-
mywa³a siê równie¿ w kolejnych latach. Rekordow¹ iloœæ
ropy naftowej do Polski sprowadzono w 2015 r. – ponad
26,5 mln t (ryc. 3). Poza Rosj¹ g³ównym Ÿród³em dostaw
ponownie sta³y siê kraje Bliskiego Wschodu (Arabia Sau-
dyjska i Irak) oraz Kazachstan (ryc. 4). W latach 2016–
2017 import utrzymywa³ siê na zbli¿onym poziomie ok.
24,5 mln ton/r., przy wyraŸnym spadku wielkoœci importu
z Rosji do 18,0 mln t w 2017 r. (dane GUS). Najwiêksza
liczba dostawców ropy naftowej w XXI w. zosta³a odnoto-
wana w 2018 r. (9 pañstw, w tym jako nowe kierunki dostaw
Nigeria i Zjednoczone Emiraty Arabskie) (POPiHN, 2019)
nie objêtym analiz¹ w poni¿szym artykule, wraz z wyraŸ-
nym obni¿aniem siê udzia³u Rosji w imporcie ropy nafto-
wej do Polski. Wskazuje to na zdecydowan¹ dywersyfikacjê
kierunków dostaw tego kluczowego surowca. Jednoczeœ-
nie widoczny jest wzrost znaczenia i wykorzystania gdañ-
skiego Naftoportu w zakresie dostaw ropy naftowej do
Polski.
STRUKTURA POKRYCIA ZAPOTRZEBOWANIA
NA ROPÊ NAFTOW¥ W POLSCE
W LATACH 1990–2017
Po 1990 r. w polskiej gospodarce zasz³o wiele istotnych
przekszta³ceñ. Z jednej strony spowodowa³y one znaczne
zmniejszenie jej energoch³onnoœci, z drugiej jednak na-
st¹pi³a zmiana struktury zu¿ycia noœników energii charak-
teryzuj¹ca siê zmniejszeniem zu¿ycia wêgla przy jedno-
czesnym zwiêkszaniu udzia³u paliw wêglowodorowych
oraz energii ze Ÿróde³ odnawialnych. Podczas ostatnich
26 lat udzia³ ropy naftowej w krajowej strukturze zu¿ycia
energii pierwotnej w Polsce wzrós³ z 12,6% w 1990 r. do
24,9% w 2016 r. (Gospodarka Paliwowo-Energetyczna,
1990–2017). Praktycznie ca³a ropa jest przetwarzana w
krajowym przemyœle rafineryjnym na produkty naftowe:
energetyczne (benzyny silnikowe, paliwa odrzutowe JET,
oleje napêdowe i opa³owe, gaz ciek³y) i nieenergetyczne
(asfalty, oleje silnikowe, oleje smarowe i smary, parafiny,
nafty, rozpuszczalniki). Produkcja paliw ciek³ych w 2017 r.
– benzyn silnikowych, oleju napêdowego, gazu p³ynnego
LPG, paliwa lotniczego oraz oleju opa³owego lekkiego
i ciê¿kiego – wynios³a 21,7 mln t (Gospodarka Paliwowo-
-Energetyczna, 2017), przy czym w Polsce podstawowymi
produktami otrzymywanymi z ropy naftowej s¹ paliwa sil-
nikowe (olej napêdowy, benzyny i paliwa lotnicze), które
³¹cznie stanowi¹ ponad 75% produktów z ropy naftowej.
W latach 1990–2017 zapotrzebowanie na ropê naftow¹
w Polsce wykazywa³o wyraŸn¹ tendencjê wzrostow¹, z nie-
wielkimi tylko fluktuacjami. W roku 1990 wynosi³o ono
13,3 mln t, ale w ci¹gu kolejnych 20 lat wzros³o do 24,4 mln t
w 2011 r. Rekordowy pod tym wzglêdem by³ rok 2015,
wspomniany ju¿ w artykule, kiedy to odnotowano najwy¿-
sze w historii kraju zapotrzebowanie na surowiec – niemal
27,4 mln t (ryc. 5). Zadowalaj¹ce wyniki polskiej gospo-
darki w po³¹czeniu z korzystnymi poziomami cen paliw
oraz dzia³aniami s³u¿b kontrolnych w stosunku do szarej
i czarnej strefy ukszta³towa³y poziom krajowej konsumpcji
paliw ciek³ych na poziomie ok. 5% wy¿szym ni¿ w latach
poprzednich (Konsumpcja, 2015). Dodatkowo bardzo dobre
mar¿e osi¹gane na produkcji rafineryjnej i petrochemicz-
nej sk³ania³y do rekordowej produkcji produktów rafine-
ryjnych, jakiej w tym okresie potrzebowa³ rynek krajowy.
Popyt na olej napêdowy wzrós³ o niemal 10%, a na benzy-
ny silnikowe o 5% w stosunku do 2014 r. (POPiHN, 2016).
W latach 2016–2017 poziom zapotrzebowania na ropê naf-
tow¹ utrzymywa³ siê na zbli¿onym poziomie 25,5 mln t
(ryc. 5).
Jednoczeœnie w analizowanym okresie dominuj¹ce
znaczenie w pokryciu krajowego zapotrzebowania na suro-
wiec odgrywa³ jego import (ryc. 5), który notowa³ sta³y
wzrost od 13,1 mln t w 1990 r. do 24,6 mln t w 2017 r.,
896
Przegl¹d Geologiczny, vol. 67, nr 11, 2019
Ryc. 5. Struktura pokrycia zapotrzebowania na ropê naftow¹ w Polsce w latach 1990–2017 (Gospodarka Paliwowo-Energetyczna, GUS,
1991–2018; opracowanie w³asne)
z maksimum wynosz¹cym 26,5 mln t w roku 2015. Impor-
towany surowiec w 1990 r. pokrywa³ niemal 99% kra-
jowego zapotrzebowania. Rozwój wydobycia ze z³ó¿ kra-
jowych, szczególnie z obszaru Ni¿u Polskiego i Morza
Ba³tyckiego, ograniczy³ ten wysoki udzia³ do 95% w roku
2004 i by³ to najni¿szy odsetek w ca³ym analizowanym
przedziale czasowym. W pozosta³ych latach udzia³ ten
oscylowa³ pomiêdzy 96 a 97%.
Pomimo widocznej dywersyfikacji kierunków dostaw
surowca do Polski, Rosja od lat wielu niezmiennie pozosta-
je g³ównym krajem eksportowym. Decyduj¹cy wp³yw na
to ma wiele czynników geopolitycznych i ekonomicznych,
w tym przebiegaj¹cy przez Polskê ruroci¹g PrzyjaŸñ (ruro-
ci¹gi wci¹¿ pozostaj¹ najbardziej op³acalnym sposobem
transportu) oraz stosunkowo niskie ceny surowca, wyni-
kaj¹ce m.in. z tzw. premii geograficznej – upustu cenowe-
go zwi¹zanego z bliskoœci¹ Ÿród³a (Kaliski i in., 2007).
Historyczna dominacja Rosji w zakresie dostaw ropy do
Polski przyczyni³a siê równie¿ do tego, ¿e polskie rafinerie
technologicznie przystosowa³y siê do przerobu ciê¿kiej ropy
rosyjskiej, której parametry jakoœciowe znacznie odbie-
gaj¹ od ropy pochodz¹cej z innych rejonów œwiata. Zró¿-
nicowanie dostaw, jakie mia³o miejsce w ostatnich latach,
wi¹za³o siê z koniecznoœci¹ dostosowania rafinerii do prze-
robu lekkich typów ropy, co wymaga³o znacznych inwesty-
cji finansowych ze strony polskich koncernów naftowych.
Udzia³ Rosji w imporcie ropy naftowej do Polski zano-
towa³ na pocz¹tku lat 90. spadek do zaledwie 34% ca³kowi-
tego importu surowca do kraju w 1992 r. (ryc. 6). W nas-
têpnych latach wykazywa³ szybk¹ powrotn¹ tendencjê
wzrostow¹ do 95% w 2001 r. i na tak wysokim poziomie
utrzyma³ siê przez nastêpnych kilka lat – do 2007 r. Po tym
okresie nast¹pi³ spadek do 89% w roku 2011, a po ponow-
nym wzroœcie do 96–94% w latach 2012–2013 obecnie
ponownie wykazuje on wyraŸn¹ tendencjê spadkow¹
(ryc. 6). W 2017 r. rosyjska ropa stanowi³a ju¿ tylko 74%
importowanego surowca, przy jednoczesnym wzroœcie
udzia³u ropy z pañstw Bliskiego Wschodu i Kazachstanu.
Pojawi³y siê równie¿ nowe kierunki, takie jak Kanada
i Stany Zjednoczone, a w 2018 r. – Nigeria i Zjednoczone
Emiraty Arabskie. W zwi¹zku z powy¿szym szacuje siê, ¿e
w 2018 r. udzia³ rosyjskiej ropy w strukturze dostaw
surowca do Polski by³ jeszcze ni¿szy.
W ca³ym analizowanym okresie (1990–2017) udzia³
ropy naftowej wydobywanej ze z³ó¿ krajowych w struktu-
rze pokrycia zapotrzebowania na surowiec by³ marginalny.
Na pocz¹tku lat 90. XX w. wynosi³ on zaledwie 1%, co jest
rzecz¹ oczywist¹ z uwagi na fakt, ¿e wówczas eksploato-
wano tylko niewielkie z³o¿a z obszaru Karpat i Przedgórza
Karpackiego. Rozpoczêcie eksploatacji najwiêkszych w kra-
ju z³ó¿ ropy naftowej – BMB oraz B3 – wyraŸnie wp³ynê³o
na wzrost znaczenia produkcji krajowej, która w latach
2004–2005 osi¹gnê³a poziom 5% i by³a najwy¿sza w ca-
³ym analizowanym przedziale czasu. Gwa³towny wzrost
wydobycia, jaki nast¹pi³ w roku 2013, w tylko niewielkim
stopniu wp³yn¹³ na udzia³ produkcji krajowej we wci¹¿
rosn¹cym zapotrzebowaniu na surowiec. Szacuje siê, ¿e
w ostatnich latach wielkoϾ dostaw ropy naftowej wydoby-
wanej ze z³ó¿ krajowych by³aby w stanie zaspokoiæ zaled-
wie 5–6-dniowy przerób instalacji rafineryjnych krajowych
koncernów paliwowych (wg POPiH).
PODSUMOWANIE
Ropa naftowa jest jednym z podstawowych noœników
energetycznych pokrywaj¹cych zapotrzebowanie na energiê
pierwotn¹ w Polsce i najwa¿niejszym spoœród noœników
wêglowodorowych. Polska nie posiada jednak znacz¹cych
zasobów tego surowca, które umo¿liwi³yby zaspokojenie
stale wzrastaj¹cej konsumpcji krajowej. Dostawy ropy nafto-
wej ze z³ó¿ krajowych od lat 60. XX w., po uruchomieniu
rafinerii PKN ORLEN w P³ocku, tylko w niewielkim stop-
niu pokrywaj¹ krajowe zapotrzebowanie na ten surowiec.
W latach 1990–2017, wg Gospodarki Paliwowo-Energetycz-
nej (GUS), wyprodukowano w Polsce zaledwie 17,2 mln t
ropy naftowej. W celu zrównowa¿enia popytu i poda¿y
Polska od ponad 50 lat jest istotnym importerem ropy naf-
towej. Ropa dostarczana jest do kraju za pomoc¹ systemu
ruroci¹gów naftowych licz¹cego ponad 2,5 tys. km oraz
Naftoportu. System ten umo¿liwia odbiór ropy naftowej
897
Przegl¹d Geologiczny, vol. 67, nr 11, 2019
Ryc. 6. Struktura pokrycia zapotrzebowania na ropê naftow¹ w Polsce w latach 1990–2017 [%] z wyszczególnieniem importu z Rosji
(na podstawie: Import-Eksport, GUS 1990–2017; opracowanie w³asne)
poprzez ruroci¹g PrzyjaŸñ, ci¹gn¹cy siê od wschodniej
granicy pañstwa przez P³ock do nadgranicznej rafinerii
Schwedt w Niemczech oraz do Portu Pó³nocnego (Nafto-
portu), umo¿liwiaj¹cego odbiór ropy transportowanej drog¹
morsk¹, a nastêpnie jej przesy³ ruroci¹giem pomorskim.
W latach 1990–2017 import ropy naftowej wykazywa³
wyraŸn¹ tendencjê wzrostow¹ z niewielkimi tylko fluktu-
acjami. Wielkoœæ importu wzros³a z ok. 13 mln t w roku
1990 do ponad 24,5 mln t w 2017 r. W analizowanym prze-
dziale czasowym maksymalny poziom importu osi¹gniêto
w 2015 r. – 26,5 mln t ropy naftowej. Importowana ropa
naftowa w ostatnich latach pokrywa³a 95–98% krajowego
zapotrzebowania na ten surowiec.
Mimo postêpuj¹cej w ostatnich latach dywersyfikacji
o przewadze zakupów ropy od Rosji wci¹¿ decyduj¹ za-
warte kontrakty d³ugoterminowe, atrakcyjna cena surowca
oraz wykorzystanie ruroci¹gów dalekosiê¿nych jako opty-
malnego œrodka transportu ropy. Niezwykle istotne jest
równie¿ dostosowanie technologiczne instalacji rafineryj-
no-petrochemicznych w Polsce, które s¹ przystosowane do
przetwarzania gatunków ropy naftowej bogatej we frakcje
ciê¿kie, czym charakteryzuje siê ropa typu REBCO. Jedno-
czeœnie ekonomika przerobu tego gatunku ropy jest dla
polskich podmiotów najbardziej korzystna (Bezpieczeñ-
stwo energetyczne, 2016). Niemniej jednak polskie rafine-
rie wykorzystuj¹ korzystne warunki zakupowe lub testuj¹
nowe gatunki ropy i sprowadzaj¹ jej coraz wiêcej z innych
kierunków. Tym samym dywersyfikuj¹ swoje Ÿród³a za-
opatrzenia, wykorzystuj¹c do tego instalacje Portu Pó³noc-
nego w Gdañsku. Wzrost znaczenia dostaw drog¹ morsk¹
zadecydowa³ o tym, ¿e Przedsiêbiorstwo Eksploatacji Ru-
roci¹gu Naftowego PERN S.A. (bêd¹cego krajowym lide-
rem logistyki naftowej i w³aœcicielem wiêkszoœci infras-
truktury transportowej ropy naftowej na terenie Polski)
zamierza wybudowaæ drugi ruroci¹g surowcowy od portu
Morza Ba³tyckiego do centrum Polski. Termin realizacji tej
kluczowej inwestycji zosta³ okreœlony na 2025 r. Pozwoli
on na pog³êbienie dywersyfikacji oraz pe³n¹ separacjê ja-
koœciow¹ nowych gatunków ropy. Stanowi to odpowiedŸ
na trendy rynkowe i wyzwania stoj¹ce przed sektorem
energetycznym, a tak¿e rz¹dow¹ polityk¹ dla sektora naf-
towego, bêd¹cego elementem polityki energetycznej pañ-
stwa (Polityka energetyczna – projekt, 2018).
Artyku³ powsta³ w ramach prac statutowych Pracowni Poli-
tyki Surowcowej IGSMiE PAN.
LITERATURA
BEZPIECZEÑSTWO energetyczne 2016 – Bezpieczeñstwo energetycz-
ne RP – raport. Narodowe Centrum Studiów Strategicznych. Warszawa.
BILANS Gospodarki Surowcami Mineralnymi Polski i Œwiata, edycje
1992–2015. Kraków.
BILANS Zasobów Kopalin i Wód Podziemnych w Polsce, edycje
1991–2011. Pañstw. Inst. Geol., Warszawa.
BILANS Zasobów Z³ó¿ Kopalin w Polsce, edycje 2012–2019. Pañstw.
Inst. Geol., Warszawa.
BOCHENA A. (red.) 2015 – Narodziny i historia przemys³u naftowego.
[W:] Nafta Polska, 10–21.
CBDG PIG-PIB – Centralna Baza Danych Geologicznych Pañstwowy
Instytut Geologiczny – Pañstwowy Instytut Badawczy, http://baza.pgi.gov.pl
(dostêp listopad–grudzieñ 2018).
CHMIELOWIE-STAWSKAA., CZEKAÑSKI E. 2013 – Historia i przy-
sz³oœæ poszukiwañ naftowych na Ni¿u Polskim. Szejk. Czasopismo PGNiG,
4 (110): 8–18.
GOSPODARKA Paliwowo-Energetyczna, edycje 1991–2018. GUS,
Warszawa.
IMPORT-EKSPORT – informacje statystyczne za lata 1990–2017. GUS,
Warszawa.
KACHLIK K. 1982 – Przemys³ naftowy w Polsce przed II wojn¹ œwia-
tow¹. Nafta, 6: 66
KALISKI M., STAŒKO D., JEDYNAK Z. 2007 – Ropa naftowa i jej zna-
czenie dla gospodarki œwiatowej na tle sytuacji energetycznej w Polsce –
wybrane zagadnienia. Przemys³ naftowy w Polsce.
KONSUMPCJA 2015– Konsumpcja paliw ciek³ych po 3 kwarta³ach
2015 roku. POPiHN.
KRNiGZ Lubiatów 2017 – Kopalnia Ropy Naftowej i Gazu Ziemnego
Lubiatów. Folder informacyjny. PGNiG S.A., Oddzia³ w Zielonej Górze.
KUDELA S., KOWALSKI G. 2013 – Kopalnie Ropy Naftowej i Gazu
Ziemnego Lubiatów. PGNiG Hereditas Minariorum, 4: 201–207 (http://emo.-
kylos.pl/lubuskaenergetyka.pl/images/lubuskaenergetyka/konferencja2013/-
prezentacje/10.grzegorz.kowalski-prezentacja-pl.pdf) (dostêp 31.01.2019).
LISOWSKI R. 2017 – Wielkie dni polskiej nafty – rozwój przemys³u naf-
towego na PodkarpaciuiwIIRzeczpospolitej; www.samorzad.pap.pl
(dostêp 31.01.2019).
LORENZ K., SZWED-LORENZ J., ŒLUSARCZYK S. 2017 – Rozwój
i upadek przemys³u naftowego w Galicji. Hereditas Minariorum, 4:
201–207.
MAKIE£A Z. 2006 – Funkcjonowanie Przedsiêbiorstwa Poszukiwañ
i Eksploatacji Z³ó¿ Ropy Naftowej i Gazu Petrobaltic w okresie transfor-
macji gospodarczej na tle rozwoju przemys³u naftowego. Prace Komisji
Geografii Przemys³u, 8: 204–211.
MAMCZUR S., RADECKI S., WOJTKOWIAK Z. 1997 – O najwiêk-
szym z³o¿u ropy naftowej w Polsce Barnówko–Mostno–Buszewo
(BMB). Prz. Geol., 45 (6): 582–589.
MINERALS Yearbook of Poland, edycje 1997–2015. Instytut Gospodar-
ki Surowcami Mineralnymi i Energi¹ PAN. Kraków
PAW£OWSKI W. 1995 – Borys³aw – stolica polskiego zag³êbia naftowe-
go w Karpatach Wschodnich (do 1939 roku). Cz. 2, Rozwój górnictwa
nafty i wosku ziemnego. Technika poszukiwañ geologicznych, Geosyn-
optyka i Geotermia, 4–5: 77–88.
POPiHN – Raporty roczne za okres od 2012 do 2018 roku. Polska Orga-
nizacja Przemys³u i Handlu Naftowego. Warszawa.
POLITYKA energetyczna – projekt, 2018 – Polityka energetyczna Polski
do 2040 r. (PEP 2040). Projekt. Ministerstwo Energii. Warszawa.
PROTAS A., SKOCZYLAS J. 1994 – Rozwój poszukiwañ ropy naftowej
i gazu ziemnego w Wielkopolsce. Zak³. Posz. Nafty i Gazu w Pile i UAM,
Poznañ: 5.
SZAFRAN S. 2003 – 150-lecie narodzin przemys³u naftowego i gazow-
niczego; (www.enumi.pl/pl/artykuly/324/150lecie_narodzin_przemys-
lu_naftowego_i_gazowniczego) (dostêp 31.01.2019).
WOJCIESZAK £. 2015 – Bezpieczeñstwo naftowe Polski. Problem
dywersyfikacji. Pañstwowa Wy¿sza Szko³a Wschodnioeuropejska w
Przemyœlu. Przemyœl, s. 360.
WO£KOWICZ S. 2019 – Ewolucja g³ównych kierunków dzia³añ PIG w
latach 1919–2019. Prz. Geol., 67 (3): 139–145.
Praca wp³ynê³a do redakcji 19.07.2019 r.
Akceptowano do druku 28.08.2019 r.
898
Przegl¹d Geologiczny, vol. 67, nr 11, 2019
