Embargo na rosyjską ropę i gaz skłania PGNiG, Lotos i Orlen do rozwoju własnego wydobycia. Np. PGNiG w tym roku zwiększy wydobycie gazu do 7 mld m sześc. Spółki czeka fuzja, dzięki której powstanie silny podmiot, co przełoży się również na zwiększenie wydobycia.
Embargo na rosyjskie węglowodory stawia w przed polskimi firmami takimi jak PKN Orlen, Grupa Lotos czy też Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG) nowe wyzwania. Spółki te to największe w kraju podmioty, które prowadzą wydobycie ropy naftowej i gazu. Obok dywersyfikacji kierunków dostaw, zwiększenie wydobycia może uzupełnić brak dostaw ze Wschodu.
„Patrząc na […] konieczność solidarności z południowymi sąsiadami, konieczność szybkiej dywersyfikacji Orlenu w Czechach, do której Orlen jest gotowy, bo przypomnę na Litwie nie ma już na dzisiaj żadnej rosyjskiej ropy, wszystkie działania optymalizacyjne na dzisiaj są na stole” – mówiła 6 maja br. podczas konferencji prasowej minister klimatu i środowiska Anna Moskwa, odpowiadając na pytanie PAP o to, czy rząd będzie nakłaniał krajowe koncerny do zwiększenia wydobycia.
Spółki odpowiedziały na pytanie PAP, jakie obecnie mają plany dotyczące rozwoju własnego wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego.
PGNiG poinformowało, że w 2021 r. wydobycie gazu ziemnego (w przeliczeniu na gaz wysokometanowy) w grupie PGNiG wyniosło łącznie 5,4 mld m sześc., z czego 3,7 mld m sześc. gazu stanowi wydobycie krajowe, 1,4 mld m sześc. na Szelfie Norweskim, a 0,3 mld m sześc. wydobycie w Pakistanie. Odpowiednio w GK PGNiG łącznie wydobyto 1,37 mln ton ropy naftowej (wraz z kondensatem), z czego 643 tys. ton ropy stanowiło wydobycie krajowe, a 732 tys. ton wydobycie w Norwegii.
PGNiG podało, że w 2021 r. zakończyło zagospodarowanie złoża Aerfugl, uruchomiło wydobycie ze złóż Grasel i Duva oraz sfinalizowało akwizycję złóż Kvitebjorn i Valemona a także wszystkich aktywów wydobywczych należących do spółki INEOS E&P Norge. 31 grudnia 2021 r. PGNiG UN posiadało udziały w 58 koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, w tym 8 operatorskich. Na początku 2022 r., w wyniku przyznania dodatkowych koncesji w ramach rundy APA2021, liczba posiadanych koncesji zwiększyła się do 62.
„W bieżącym roku zakładamy wzrost wydobycia węglowodorów: gazu ziemnego z norweskich koncesji – z 1,4 mld m sześc. w 2021 r. o 1,6 mld m sześc. do 3,0 mld m sześc., czyli łącznie z wydobyciem krajowym pozostającym na zbliżonym do zeszłego roku poziomie – do 7,0 mld m sześc. Koncern prognozuje wydobycie w Norwegii na poziomie 863 tys. ton ropy naftowej w 2022 r. oraz odpowiednio: 798 tys. ton i 928 tys. ton w latach 2023-2024.” – zapowiedziało PGNiG.
PGNiG wskazało, że jeśli chodzi o krajowe złoża gazu ziemnego, prowadzi inwestycje, które w ciągu dwóch najbliższych lat pozwolą na zwiększenie wolumenu wydobycia do 3,9 mld m sześc.
Zgodnie ze strategią GK PGNiG, priorytetem grupy, jeśli chodzi o inwestycje w upstream, jest zwiększenie możliwości pozyskania gazu ziemnego. Elementem realizacji tego założenia była m.in. przeprowadzona w ubiegłym roku akwizycja wszystkich aktywów INEOS E&P Norge, obejmujących zasoby węglowodorów, które w 94 proc. stanowi gaz ziemny – podkreśliła spółka.
Zaznaczono również, że nie oznacza to braku inwestycji w wydobycie ropy naftowej.
„Przykładem są inwestycje prowadzone w dwóch największych polskich kopalniach ropy naftowej, tj. KRNiGZ Dębno i KRNiGZ Lubiatów, które planujemy zakończyć do końca roku 2024, co pozwoli na zwiększenie wydobycia ropy naftowej z tych kopalni. Z kolei w roku 2025 planujemy włączenie do eksploatacji także nowych, mniejszych złóż ropy takich jak np. złoże Sieraków (woj. wielkopolskie) czy Gryżyna (woj. lubuskie)” – poinformowało PGNiG.
PGNiG stwierdziło również, że jednym z efektów utworzenia koncernu multienergetycznego przez PKN Orlen, PGNiG i Grupa Lotos, jest powstanie silnego podmiotu zdolnego do dynamicznego rozwoju, również w obszarze własnego wydobycia węglowodorów.
Grupa Lotos zaznaczyła, że prowadzi wydobycie węglowodorów w Polsce, Norwegii oraz na Litwie. Średni wolumen wydobycia ze złóż krajowych wynosi obecnie około 5,4 tys. boe(baryłek ekwiwalentu ropy naftowej)/dziennie (32 proc. łącznego wolumenu wydobycia Grupy Lotos), ok. 11,4 tys. boe/dziennie pochodzi ze złóż zagranicznych (68 proc. łącznego wolumenu) – poinformowała spółka.
„Wzrost wydobycia będzie następował głównie w wyniku realizacji nowych projektów rozwojowych. Takim przykładem jest złoże B8, na którym zakończono fazę zagospodarowywania, obecnie jest w fazie wzrostu wydobycia. Spółka podejmuje działania by rozwijać nowe złoża, zarówno w Polsce jak i za granicą. Biorąc pod uwagę czas wymagany na realizację fazy związanej z zagospodarowaniem złóż, wzrost wydobycia z nowych projektów będzie następował w kolejnych latach” – stwierdził wiceprezes zarządu Grupy Lotos. ds. inwestycji i innowacji Jarosław Wróbel.
Wiceprezes Lotosu wskazał kluczowe obecnie projekty rozwojowe spółki w segmencie wydobycia. To zagospodarowania złoża ropy naftowej Yme w Norwegii: projekt w finalnej fazie rozruchów na morzu ze średnim wydobyciem ok. 1,8 tys. boe/dzień oraz docelowym planowanym wydobyciem ok. 5 tys. boe/dziennie dla udziału Lotos. Ponadto zagospodarowanie złóż w obszarze Trell/Trine w Norwegii. Lotost zaznaczył, że projekt jest na etapie przygotowania planu zagospodarowania z możliwym terminem uruchomienia wydobycia w roku 2025.
Spółka pracuje też nad zagospodarowaniem złóż gazu ziemnego B4/B6 na Morzu Bałtyckim. Projekt jest na etapie przygotowania decyzji inwestycyjnej z możliwym terminem uruchomienia wydobycia w roku 2026.
Lotos przygotowuje też plan zagospodarowania złóż obszaru NOA i Fulla w Norwegii. Uruchomienie wydobycia przewiduje sie w roku 2027.
„Lotos Petrobaltic planuje prowadzić także pracę poszukiwawcze w celu udokumentowania nowych złóż węglowodorowych na swoich koncesjach”. – dodał Jarosław Wróbel.
Zaznaczył jednocześnie, że spółka na bieżąco optymalizuje wydobycia z aktualnie eksploatowanych złóż, uwzględniając m.in. realizowany program rekonstrukcji otworów produkcyjnych na bałtyckim złożu B3 oraz program wiercenia otworów uzupełniających (ang. infill wells) na złożach B3 w Polsce i Sleipner w Norwegii.
„Działania te przyczyniają się głównie do stabilizacji wydobycia i zatrzymania tendencji spadkowej charakterystycznej dla złóż w dojrzałej fazie eksploatacji” – stwierdził Jarosław Wróbel.
Orlen natomiast podkreślił, że wydobycie jest jednym z filarów jego rozwoju i transformacji w koncern multienergetyczny.
Przypomniano, ze strategia Orlenu do 2030 r. przewiduje prawie trzykrotne zwiększenie dziennego wydobycia węglowodorów. Na ten cel – zgodnie z założeniami strategii – koncern zamierza rocznie przeznaczyć średnio 900 mln zł.
„Zarówno w Polsce, jak i w Kanadzie zwiększana jest efektywność sczerpywania już eksploatowanych złóż, prace związane z przygotowaniem kolejnych odkryć i złóż do wydobycia oraz wiercenia kolejnych otworów poszukiwawczych. W Kanadzie są to obszary: Ferrier, Kakwa i Lochend, a w Polsce projekty Edge, Miocen, Płotki i Sieraków” – poinformował Orlen.
Spółka dodała, że od początku roku w Kanadzie uruchomiono wydobycie z 9 nowych otworów, a w Polsce realizowane są inwestycje umożliwiające jak najszybsze uruchomienie wydobycia na aktualnie posiadanych aktywach.
W pierwszym kwartale 2022 r. średnie wydobycie Orlenu w Polsce wyniosło 0,8 tys. boe(baryłek ekwiwalentu ropy naftowej)/dziennie i było na podobnym poziomie, co w analogicznym okresie 2021 r., natomiast w Kanadzie nieznacznie wzrosło i osiągnęło 15,4 tys. boe/d. Średnia produkcja Orlenu w 2021 roku wyniosła 16,7 tys. boe/dziennie, z czego w Polsce 1,1 tys. boe/dziennie, a w Kanadzie 15,6 tys. boe/dziennie.
Źródło: PAP Fot.: PORR
