PGNiG prognozuje wzrost wydobycia gazu z 4,6 mld m sześc. rocznie w 2019 r. do 5,2 mld m sześc. w 2021 r. Spółka, w opublikowanej w środę prognozie spodziewa się też spadku wydobycia ropy naftowej z polskich złóż, a wzrostu z norweskich.
Prognoza dotyczy lat 2019, 2020 i 2021, w których PGNiG planuje wydobywać odpowiednio: 4,6, 4,8 i 5,2 mld m sześc. gazu.
Wydobycie gazu w Polsce ma wynosić odpowiednio 3,9, 3,9 i 4,0 mld m sześc. Jak ocenia spółka, powinno się utrzymać na stabilnym poziomie m.in. w efekcie włączenia do eksploatacji nowych odwiertów.
Z kolei wydobycie w Norwegii ma wynieść odpowiednio 0,5, 0,5 i 0,7 mld m sześc. Wzrost w 2021 r. będzie efektem włączenia do eksploatacji złoża Arfugl.
Wydobycie w Pakistanie na koniec 2019 r. wyniesie 0,2 mld m sześc. i - jak podkreśliło PGNiG - będzie mniejsze od spodziewanego z powodu opóźnienia budowy gazociągu przez stronę pakistańską. Od 2020 r. prognozowane jest większe wydobycie dzięki podłączeniu nowych odwiertów. Ma wynieść odpowiednio 0,4 i 0,5 mld m sześc. w latach 2020 i 2021. Obecnie do systemu przesyłowego gazu podłączonych jest 8 odwiertów. Do końca tego roku PGNiG planuje zakończyć wiercenie i przeprowadzić testy złożowe na 2 nowych odwiertach, oraz rozpocząć wiercenie kolejnych dwóch otworów.
"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" – skomentował prezes PGNiG Piotr Woźniak.
Z przedstawionej przez spółkę prognozy wydobycia ropy i kondensatów wynika, że w kolejnych latach ma ono wynieść 1253, 1358 i 1404 tys. ton. W ocenie PGNiG, w okresie prognozy wydobycie ropy naftowej w Polsce będzie stopniowo spadać wraz z postępującym naturalnym sczerpaniem złóż.
W 2019 r. w Norwegii przewiduje się spadek produkcji ropy, także wynikający z naturalnego sczerpywania złóż. Planowane rozpoczęcie eksploatacji ze złóż Skogul w 2020 r. oraz Arfugl i Duva w 2021 r. przyczyni się natomiast do istotnego wzrostu wydobycia w latach 2020-2021 - oceniła spółka.
PGNiG zastrzegło, że dane te nie obejmują wolumenów, które mogłyby pochodzić z ewentualnych akwizycji złóż, związanych z realizacją strategii na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 r. Spółka podkreśliła, że prowadzi "intensywne działania zmierzające do nabycia nowych aktywów produkcyjnych", aby po 2022 r. sprowadzać gaz ziemny do Polski gazociągiem Baltic Pipe. Gazociąg będzie miał zdolność przesyłową 10 mld m sześc. rocznie, PGNiG planuje, że2,5 mld m sześc. tego surowca ma stanowić wydobycie własne spółki.
"W Norwegii koncentrujemy się na optymalizacji wydobycia z aktualnie eksploatowanych złóż oraz na przyśpieszeniu inwestycji związanych z zagospodarowaniem nowych. 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" - podkreślił prezes Woźniak.
W 2019 r. spółka PGNiG Upstream Norway dokonała 2 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, Arfugl, Duva, Tommeliten Alpha oraz Król Lear.
wkr/ drag/
USD
EUR
CHF
GBP