Różnorodność kierunków dostaw zapewni nam bezpieczeństwo
Wzrasta zapotrzebowanie na gaz ziemny, podobnie jak jego rola w procesie transformacji energetycznej. W pierwszym etapie błękitne paliwo zostanie wykorzystane do dekarbonizacji przemysłu i ciepłownictwa. W kolejnym, pozwoli przestawić gospodarkę z dotychczasowych źródeł energii na odnawialne, w sposób bezpieczny i zrównoważony. Ważny udział będzie tu mieć Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo, które sukcesywnie rozszerza portfel zaopatrzenia w gaz o kolejne źródła w kraju i za granicą.
PGNiG to niekwestionowany lider poszukiwań i wydobycia ropy i gazu w Polsce, ale firma coraz śmielej działa również na innych rynkach., w szczególności na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Spółka PGNiG Upstream Norway, wchodząca w skład Grupy Kapitałowej, posiada obecnie udziały w 36 koncesjach i prowadzi wydobycie z dziesięciu złóż, a pięć kolejnych jest w trakcie prac inwestycyjnych i analitycznych. W 2020 roku pozyskała ok. 0,5 mld m sześc. gazu ziemnego, a prognozy na ten rok zakładają zwiększenie produkcji do 0,9 mld m sześciennych.
Wzrost ten będzie jeszcze większy po sfinalizowaniu transakcji nabycia aktywów firmy INEOS E&P Norge AS, posiadającej udziały w 22 koncesjach. Obejmują one m.in. trzy złoża znajdujące się w fazie eksploatacji: Alve, Marulk i Ormen Lange – drugie co do wielkości złoże gazowe na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Umowa w tej sprawie czeka jeszcze na zatwierdzenie przez norweską administrację naftową.
Przejęcie aktywów INEOS E&P Norge AS pozwoli nam zrealizować nasz cel strategiczny, jakim jest osiągnięcie wydobycia własnego na Norweskim Szelfie Kontynentalnym na poziomie 2,5 mld m sześc. rocznie. Planujemy też kolejne inwestycje. W III kwartale br. przewidujemy rozpoczęcie wydobycia ze złoża Duva oraz uruchomienie produkcji z kolejnych odwiertów na złożu Ærfugl. Działalność w Norwegii jest dla nas bardzo ważna, ponieważ to właśnie gaz ziemny z tamtejszych złóż popłynie do Polski rurociągiem Baltic Pipe – tłumaczy Paweł Majewski, Prezes PGNiG SA.
Obok Norwegii, PGNiG jest również obecne w regionach położonych daleko na wschód od Europy. W 2020 roku wolumen gazu pozyskanego przez spółkę w Pakistanie wyniósł blisko 300 mln m sześc. W maju firma objęła 25 proc. udziałów w bloku koncesyjnym Musakhel, którego zasoby wydobywalne szacowane są wstępnie na około 16 mld m sześc. Spółka rozpoczęła również drugi etap prac poszukiwawczych w Emiracie Ras al-Chajma w Zjednoczonych Emiratach Arabskich. Na podstawie badań sejsmicznych potwierdzono prawdopodobieństwo występowania złóż na obszarze koncesji PGNiG. Pierwszy odwiert ma zostać wykonany w trzecim kwartale 2022 roku.
Własne wydobycie to nie jedyne źródło, z którego PGNiG pozyskuje gaz za granicą - drugim jest import. Ponad 25 proc. paliwa kupowanego przez spółkę na zagranicznych rynkach stanowi skroplony gaz ziemny, czyli LNG. W ciągu pięciu lat od uruchomienia Terminala im. Prezydenta Lecha Kaczyńskiego, PGNiG odebrało w Świnoujściu ponad 130 dostaw LNG pochodzącego m.in. z Kataru, USA, Norwegii czy Nigerii. W 2024 roku spółka będzie dysponować portfelem kontraktów na zakup skroplonego gazu o wolumenie rzędu 12 mld m sześc. po regazyfikacji.
Koniec roku 2022 przyniesie ważne zmiany, jeśli chodzi o kierunki zaopatrzenia Polski w gaz ziemny. Import ze wschodu, realizowany na podstawie kontraktu jamalskiego, zostanie zastąpiony paliwem docierającym do kraju gazociągiem Baltic Pipe z północy Europy oraz w postaci skroplonej m.in. ze Stanów Zjednoczonych i Kataru. Dywersyfikacja źródeł zaopatrzenia wzmacnia bezpieczeństwo i stabilność dostaw energii oraz zwiększa elastyczność naszego portfela zakupowego, co z kolei przekłada się na możliwość oferowania odbiorcom końcowym atrakcyjniejszych warunków zakupu gazu – dodaje Paweł Majewski.
Mimo dynamicznego rozwoju PGNiG na rynkach zagranicznych, Polska pozostaje priorytetowym obszarem działalność spółki. Wśród swoich celów strategicznych, PGNiG wskazuje utrzymanie krajowego wydobycia na stabilnym poziomie około 4 mld m sześc. rocznie. Zaledwie kilka tygodniu temu firma zakończyła wiercenie dwóch otworów eksploatacyjnych na złożu Brońsko w Wielkopolsce. Odwierty pozwolą na wydobycie dodatkowych 120 mln m sześc. gazu rocznie.
Wydobywany z nich gaz trafi do instalacji Kopalni Gazu Ziemnego Kościan-Brońsko. To jeden z pierwszych zakładów PGNiG objętych projektem „Smart Field”. Jest to innowacyjna platforma, wykorzystująca możliwości chmury obliczeniowej, sztucznej inteligencji oraz uczenia maszynowego, w celu optymalizacji wydobycia pod kątem efektywności oraz opłacalności ekonomicznej. Zgodnie z prognozami opracowanymi przez specjalistów z Oddziału Geologii i Eksploatacji PGNiG, zastosowanie „Smart Field” pozwoli na zwiększenie krajowych zasobów wydobywalnych gazu ziemnego o ponad 7 mld metrów sześc. w latach 2021-2022.
