Spektakularnych odkryć nie będzie

PGNiG, Orlen i Lotos nie liczą na istotne zwiększenie swoich zasobów ropy i gazu na terenie Polski. Będą zadowolone, jeśli produkcja utrzyma się na obecnym poziomie.

Od lat największe wydatki na krajowe poszukiwania i wydobycie ponosi Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo. Tak będzie zapewne również w kilku najbliższych latach. Zgodnie z nową strategią w latach 2017–2022 koncern planuje przeznaczyć łącznie na inwestycje ponad 34 mld zł, z czego 45 proc., czyli około 15 mld zł, będzie przeznaczonych na rozwój w segmencie poszukiwawczo-wydobywczym. W tym roku z tej puli PGNiG wyda na różne projekty dotyczące krajowych złóż ropy i gazu około 1,5 mld zł.

Metan z pokładów węgla

– Spółka w 2017 roku będzie realizowała prace wiertnicze głównie w rejonie podkarpackim, małopolskim, wielkopolskim i zachodniopomorskim. W planach ma wykonanie lub rozpoczęcie około 35 odwiertów poszukiwawczych i eksploatacyjnych, a także prace sejsmiczne i inwestycyjne związane z przyłączeniem nowych odwiertów pod istniejące kopalnie – informuje dział public relations PGNiG. Ponadto zaplanowano prace związane z zagospodarowaniem złóż. W Polsce koncern będzie też kontynuował współpracę na dwóch koncesjach z Grupą Lotos i na 13 koncesjach z Orlen Upstream, firmą z grupy PKN Orlen.

Obecnie PGNiG posiada 48 koncesji poszukiwawczo-rozpoznawczych, cztery koncesje łączne poszukiwawczo-rozpoznawczo-wydobywcze, 225 koncesji eksploatacyjnych, dziewięć na podziemne magazynowanie gazu i trzy koncesje na składowanie odpadów. Jest oczywiście największym podmiotem na polskim rynku w obszarze poszukiwań, wydobycia i sprzedaży gazu.

W tym roku PGNiG chce utrzymać krajowe wydobycia na dotychczasowym poziomie. Dla porównania w ubiegłym roku pozyskał prawie 4 mld m sześc. gazu i 763 tys. ton ropy. – Aktualnie PGNiG kieruje uwagę w stronę pozyskania metanu z węgla. PGNiG i PIG-PIB stworzyły konsorcjum, które poprowadzi projekt badawczy w otworach wiertniczych w Gilowicach (Górnośląskie Zagłębie Węglowe) – podaje spółka. W badaniach zastosowana została tzw. technologia szczelinowania hydraulicznego. Całość projektu ma się zakończyć w połowie tego roku.

W ubiegłym roku PGNiG złożyło w Ministerstwie Środowiska ofertę na udzielenie koncesji Międzyrzecze w woj. śląskim na poszukiwanie, rozpoznawanie i wydobywanie złóż metanu z pokładów węgla. Oferta spółki została uznana za najlepszą. Firma będzie mogła podjąć prace zmierzające do uruchomienia przemysłowej eksploatacji metanu.

Niezależnie od tego koncern nadal chce rozwijać poszukiwania ropy i gazu na obszarze Karpat, przedgórza karpackiego i zachodniej Polski. Dzięki temu liczy na odkrycie i udokumentowanie nowych złóż oraz utrzymanie albo nawet zwiększanie wydobycia. – Dlatego właśnie chcemy skoncentrować prace poszukiwawcze na projektach posiadających największy potencjał pozytywnego wyniku ekonomicznego. Dodatkowo przeprowadzimy przegląd istniejących koncesji oraz zakładamy skrócenie średniego czasu rozpoznania złóż o półtora roku – podaje PGNiG. Przedstawiciele firmy dodają, że jednym z czynników wpływających na opłacalność działalności poszukiwawczo-wydobywczej są także koszty samych poszukiwań i rozpoznania złóż związane m.in. z trafnością poszukiwań. Ich zdaniem dużym sukcesem w tym obszarze była w ubiegłym roku bardzo wysoka trafność wykonywanych otworów. Wynosiła ona 100 proc. dla otworów eksploatacyjnych i 85 proc. dla poszukiwawczych i rozpoznawczych.

Zaawansowane projekty w Wielkopolsce

W strategii PKN Orlen założono, że inwestycje w poszukiwania i wydobycie będą zależne m.in. od sytuacji makroekonomicznej oraz dynamiki zmian na rynku ropy i gazu. Ponadto płocka grupa chce się koncentrować na realizacji projektów o dobrej jakości i zapewniających największą rentowność. Do końca 2018 r. łączne wydobycie (krajowe i zagraniczne) ma wzrosnąć do 15,7 tys. baryłek ekwiwalentu ropy (boe) dziennie. Dla porównania w ubiegłym roku średnia dzienna produkcja wynosiła 13,6 tys. boe. Bez większych zmian, czyli na poziomie około 113 mln boe, powinny pozostać za to zasoby ropy i gazu określane według międzynarodowej terminologii jako 2P. W najbliższych dwóch latach PKN Orlen zamierza przeznaczać po około 0,8 mld zł rocznie na kontynuowanie poszukiwań i wydobycia ropy i gazu w Polsce oraz Kanadzie.

Płocka grupa w naszym kraju dysponuje samodzielnie 14 koncesjami poszukiwawczo-rozpoznawczo-wydobywczymi. Na kolejnych 13 koncesjach współpracuje z PGNiG. – W drugiej połowie bieżącego roku możliwe jest zwiększenie dotychczasowego poziomu wydobycia w wyniku zagospodarowania złoża gazu Miłosław E. W dalszych latach finalizowane będą kolejne, prowadzone obecnie, prace nad zagospodarowaniem udokumentowanych złóż – informuje biuro prasowe PKN Orlen. W najbardziej zaawansowanej fazie rozwoju są projekty realizowane na terenie Wielkopolski. W niektórych miejscach tego regionu koncern wraz z PGNiG prowadzi już wydobycie gazu.

Płocka grupa podaje, że w tym roku działania operacyjne będą prowadzone na niemal wszystkich koncesjach znajdujących się w jej portfelu aktywów poszukiwawczo-wydobywczych. Teraz prace wiertnicze prowadzone są w trzech lokalizacjach w środkowej Polsce, Wielkopolsce i Bieszczadach. Trwają także przygotowania do wykonania kolejnych odwiertów na południu kraju oraz w północnej Polsce. Ponadto zaplanowano liczne prace analityczne, w tym badania sejsmiczne pozwalające na lepsze rozpoznanie geologiczne obszarów koncesyjnych i dalszy rozwój poszukiwań.

PKN Orlen tłumaczy, że zwiększanie poziomu wydobycia, jak również kontrolowanych zasobów, uzależnione jest od uzyskiwanych wyników i tempa prowadzonych prac oraz warunków ekonomicznych występujących na rynku. Kluczowe znaczenie ma tu zwłaszcza bieżąca i przewidywana cena ropy. – Zwiększanie krajowych zasobów i utrzymywanie poziomu wydobycia ropy i gazu w Polsce, poprzez włączanie do produkcji nowych złóż, jest procesem ciągłym, realizowanym w różnych warunkach makroekonomicznych od lat – zapewnia biuro prasowe PKN Orlen.

Złoża na Morzu Bałtyckim

Grupa Lotos w latach 2017–2022 chce zainwestować w poszukiwania i wydobycie około 3 mld zł. W przyszłym roku zapadnie decyzja, czy ta kwota zostanie powiększona. Spółka nie ujawnia, ile pieniędzy zamierza wydać na poszukiwania i wydobycie w tym roku. Nie wiadomo też, ile zostanie zainwestowane w Polsce. Ogłosiła za to, że budżet na zagospodarowanie gazonośnych złóż B4 i B6 zlokalizowanych na Bałtyku to 880 mln zł. Prace wykonawcze mają ruszyć w tym roku, a produkcja w 2020 r. Z kolei na dokończenie zagospodarowania roponośnego złoża B8, również znajdującego się na Bałtyku, zaplanowano w tym roku 250 mln zł. Grupa Lotos jest też operatorem na pierwszej lądowej koncesji Młynary w woj. warmińsko-mazurskim. Ponadto we współpracy z PGNiG będzie pracować na koncesjach w Kamieniu Pomorskim w woj. zachodniopomorskim i Górowie Iławeckim w woj. warmińsko-mazurskim.

– Wydobycie na Bałtyku może wzrosnąć, pod warunkiem że uda się zakończyć proces przebudowy platformy Petrobaltic na centrum wydobywcze i posadowić ją na złożu. Pewności jednak nie ma, projekt przebudowy platformy był źle prowadzony i możliwe jest opóźnienie – mówi Krzysztof Kopeć z biura komunikacji Grupy Lotos. Zapewnia, że koncern robi wszystko, aby dotrzymać harmonogramu i aby jesienią tego roku platforma stała na złożu i rozpoczęła eksploatację. Jeśli wszystko się uda, wydobycie ze złoża B8 może wzrosnąć do planowanych pierwotnie 5 tys. boe dziennie. W 2016 r. wynosiło 2,9 tys. boe. Do tego należy dodać 2,6 tys. boe pozyskiwanego ze złoża B3.

Zgodnie ze strategią Grupa Lotos do 2022 r. zakłada zwiększenie łącznego wydobycia ropy i gazu we wszystkich krajach do 30–50 tys. boe dziennie. Dla porównania w IV kwartale 2016 r. wynosiło ono 26,9 tys. boe. Założony cel tylko w niewielkim stopniu ma być zrealizowany w oparciu o polskie złoża. Poza dodatkową produkcją na B8 kluczowe znaczenie będzie miało rozpoczęcie eksploatacji złóż B4 i B6. Koncern szacuje, że docelowa produkcja będzie z nich wynosiła 4,3 tys. boe dziennie. Zakładany w strategii cel wzrostu globalnego wydobycia ma być osiągnięty głównie w oparciu o złoża zlokalizowane na szelfie norweskim i brytyjskim, w tym o aktywa, które dopiero zostaną kupione.

[email protected]