W ciągu dwóch lat PGNiG zwiększy produkcję gazu ziemnego o 13%, a ropy naftowej o 12%. Spółka przewiduje, że w 2021 r. wydobędzie w kraju i za granicą 5,2 mld m3 gazu ziemnego i ok. 1,4 mln ton ropy naftowej.
Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo przedstawiło prognozę wydobycia węglowodorów na lata 2019-2021. Produkcja gazu ziemnego ze złóż krajowych i zagranicznych wyniesie 4,6 mld m3 w 2019 r., 4,8 mld m3 w 2020 r. i 5,2 mld m3 w 2021 r. W przypadku ropy naftowej wolumeny produkcji wyniosą 1,3 mln ton w 2019 r. oraz 1,4 mln ton w 2020 i 2021 r.
– Konsekwentnie stawiamy na rozwój własnego wydobycia w kraju i za granicą. Poszukiwanie i Wydobycie jest najbardziej rentownym segmentem działalności Grupy PGNiG. Jednocześnie gaz ziemny z własnych źródeł to dodatkowa gwarancja bezpieczeństwa energetycznego kraju – powiedział Piotr Woźniak, Prezes Zarządu PGNiG SA.
Polska
Krajowe wydobycie gazu ziemnego wzrośnie z 3,9 mld m# w 2019 i 2020 r. do 4,0 mld m# w 2021 r. Zwiększenie produkcji będzie efektem włączenia do eksploatacji nowych odwiertów na Podkarpaciu i Niżu Polskim. Od 2016 roku PGNiG prowadzi w tych regionach intensywne poszukiwania, które pozwoliły zahamować wieloletni spadek wydobycia gazu ziemnego w kraju.
Wolumen wydobycia ropy naftowej w Polsce w 2019 r. wyniesie 778 tys. ton, a w kolejnych dwóch latach 747 i 733 tys. ton. Spadek wydobycia będzie konsekwencją naturalnego wyczerpywania się krajowych złóż.
Norwegia
Zgodnie z prognozą, wydobycie gazu ziemnego na Norweskim Szelfie Kontynentalnym wyniesie 0,5 mld m3 w 2019 oraz w 2020 r. i wzrośnie do 0,7 mld m3 w 2021 r. Produkcja ropy naftowej wraz z kondensatem i NGL wyniesie 475 tys. ton w 2019 r., 611 tys. ton w 2020 r. i 671 tys. ton w 2021 r.
Jednocześnie Spółka prowadzi intensywne działania zmierzające do nabycia nowych aktywów produkcyjnych, aby po 2022 r. sprowadzać gaz ziemny do Polski gazociągiem Baltic Pipe, o przepustowości do 10 mld m3 rocznie.2,5 mld m3 tego surowca ma stanowić wydobycie własne Spółki. Według norweskich władz, jak dotąd od wczesnych lat 70. w Norwegii wydobyto mniej niż połowę szacowanych zasobów ropy i gazu.
– W Norwegii koncentrujemy się na optymalizacji wydobycia z aktualnie eksploatowanych złóż oraz na przyśpieszeniu inwestycji związanych z zagospodarowaniem nowych – powiedział Piotr Woźniak i dodał: – Każda nasza inwestycja jest starannie przemyślana. Wybieramy oferty tylko interesujące ekonomicznie, z solidną stopą zwrotu, które w istotny sposób zwiększą wydobycie Grupy Kapitałowej na Norweskim Szefie Kontynentalnym.
W 2019 roku spółka PGNiG Upstream Norway dokonała 2 dużych akwizycji – nabyła 20% udziałów w złożu Duva na koncesjach PL636 i PL636B i 22,2% udziałów w złożu Król Lear na Morzu Północnym na koncesjach PL146 i PL333.
Obecnie Spółka eksploatuje 5 złóż: Skarv, Gina Krog, Morvin, Vilje i Vale, a działania inwestycyjne prowadzone są na 5 kolejnych: Skogul, Ærfugl, Duva, Tommeliten Alpha oraz Król Lear.
Uruchomienie wydobycia ze złoża Skogul planowane jest na przełomie 2019 i 2020 r., a ze złóż Ærfugl i Duva na przełomie 2020 i 2021 r.
W 2024 r. zaplanowane jest rozpoczęcie produkcji ze złoża Tommeliten Alpha, a w 2025 r. ze złoża Król Lear. Po uzyskaniu norweskich zgód administracyjnych związanych z nabyciem złóż Duva i King Lear, Spółka będzie posiadała 27 koncesji w Norwegii. Obecnie na czterech z nich pełni rolę operatora.
Pakistan
PGNiG prognozuje istotny wzrost wydobycia gazu ziemnego w Pakistanie, które w 2020 r. ma wynieść 0,4 mld m sześc., a w 2021 r. 0,5 mld m3. To o ok. 100 i 150% więcej niż w 2019 r., w którym Spółka planuje wydobyć 0,2 mld m3 paliwa. Taki wzrost będzie możliwy dzięki podłączeniu do produkcji nowych odwiertów. Obecnie do systemu przesyłowego gazu podłączonych jest 8 odwiertów. Do końca tego roku Spółka planuje zakończyć wiercenie i przeprowadzić testy złożowe na 2 nowych odwiertach oraz rozpocząć wiercenie kolejnych dwóch otworów.
Źródło: Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo SA
