W ciągu dwóch lat PGN (PGNIG) zwiększy produkcję gazu ziemnego o 13 proc., a ropy naftowej o 12 proc. Spółka przewiduje, że w 2021 roku wydobędzie w kraju i za granicą 5,2 mld m sześc. 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 krajowychi zagranicznych wyniesie 4,6 mld m sześc. w 2019 roku, 4,8 mld m sześc. w 2020 rokui 5,2 mld m sześc. w 2021 roku. W przypadku ropy naftowej wolumeny produkcji wyniosą 1,3 mln ton w 2019 roku oraz 1,4 mln ton w 2020 i 2021 roku.
– 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 sześc. w 2019 i 2020 roku do 4,0 mld m sześc. w 2021 roku. 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 roku wyniesie 778 tys. ton, a w kolejnych dwóch latach 747 i 733 tys. ton. Spadek wydobycia będzie konsekwencją naturalnego sczerpywania się krajowych złóż.
Norwegia
Zgodnie z prognozą, wydobycie gazu ziemnego na Norweskim Szelfie Kontynentalnym wyniesie 0,5 mld m sześc. w 2019 oraz w 2020 roku i wzrośnie do 0,7 mld m sześc.w 2021 roku. Produkcja ropy naftowej wraz z kondensatem i NGL wyniesie 475 tys. ton w 2019 roku, 611 tys. ton w 2020 roku i 671 tys. ton w 2021 roku.
Jednocześnie Spółka prowadzi intensywne działania zmierzające do nabycia nowych aktywów produkcyjnych, aby po 2022 roku sprowadzać gaz ziemny do Polski gazociągiem Baltic Pipe, o przepustowości do 10 mld m sześc. rocznie.2,5 mld m sześc. tego surowca ma stanowić wydobycie własne Spółki. Według norweskich władz, jak dotąd od wczesnych lat 70-tych 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 proc. udziałów w złożu Duva na koncesjach PL636 i PL636B i 22,2 proc. 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 roku, a ze złóż Ærfugl i Duva na przełomie 2020 i 2021 roku.
W 2024 roku zaplanowane jest rozpoczęcie produkcji ze złoża Tommeliten Alpha, a w 2025 roku 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 roku ma wynieść 0,4 mld m sześc., a w 2021 roku 0,5 mld m sześc. To o ok. 100 i 150 proc. więcej niż w 2019 roku, w którym Spółka planuje wydobyć 0,2 mld m sześc. 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.
