W ostatnich kwartałach sytuacja na krajowym rynku poszukiwań oraz wydobycia ropy i gazu pogorszyła się. To m.in. następstwo pojawienia się pandemii i licznych obostrzeń w gospodarce, które mocno utrudniły firmom prowadzenie zaplanowanych prac w terenie. Co więcej, wyjątkowo niskie ceny obu surowców odnotowywane jeszcze kilka miesięcy temu też nie sprzyjały podejmowaniu decyzji inwestycyjnych, skoro paliwa tanio można było kupić za granicą. Do tego nad Wisłą dało się zaobserwować duży zwrot w kierunku zero- i niskoemisyjnych źródeł energii, ograniczania zmian klimatycznych i zmniejszania oddziaływania firm na środowisko.
Stabilność eksploatacji złóż
Od kilku lat na w miarę stabilnym poziomie wydobycie ropy i gazu utrzymuje grupa PGNiG. Z szacunkowych danych za ubiegły rok wynika, że wyniosło ono 29,7 mln boe (baryłki ekwiwalentu ropy). Jeśli te dane zostaną potwierdzone, spadek w stosunku do 2019 r. wyniesie ok. 3 proc. „Spółka zakłada, że w 2021 roku jej wydobycie krajowe osiągnie poziom ponad 29,5 mln boe. Na wolumen produkcji będzie mieć wpływ m.in. sytuacja pandemiczna skutkująca wydłużeniem realizacji procesów inwestycyjnych, w szczególności wskutek wydłużenia procedur związanych z wydawaniem zgód na prowadzenie prac poszukiwawczych i realizację poszczególnych zadań inwestycyjnych" – informuje biuro public relations PGNiG. Dodaje, że ze względów geologicznych na terenie Polski nie można się spodziewać gwałtownych zwyżek wydobycia. To konsekwencja zarówno dość małych udokumentowanych zasobów ropy i gazu, jak też kwestii technologicznych ograniczających możliwości pełnego wykorzystania już dostępnych złóż. Mimo tych barier koncern za pomocą nowoczesnych technologii cyfrowych chce systematycznie zwiększać poziom tzw. sczerpania złóż. Spółka przekonuje, że widzi już realne efekty tych działań. Szerzej zamierza o nich informować w najbliższych miesiącach.
PGNiG nie ujawnia, ile w tym roku chce przeznaczyć pieniędzy na inwestycje w poszukiwania i wydobycie. Podaje jedynie, że jego prace będą skoncentrowane w zachodniej i południowo-wschodniej części kraju. „Jedną z głównych ambicji PGNiG w zakresie wydobycia jest utrzymanie produkcji gazu ziemnego w kraju na poziomie ok. 4 mld m sześc. (ok. 26 mln boe). Traktujemy gaz pozyskiwany ze złóż krajowych jako istotny element budowy zdywersyfikowanego portfela gazu, którego posiadanie ma zasadnicze znaczenie z punktu widzenia bezpieczeństwa dostaw paliwa oraz elastyczności w prowadzeniu działalności handlowej" – twierdzi PGNiG. W ostatnich latach koncern wydobywał średnio o kilka procent mniej błękitnego paliwa niż 4 mld m sześc. planowane do osiągnięcia w 2023 r. Aby dojść do tego celu w latach 2021–2023, spółka planuje włączyć do eksploatacji nowe odwierty. Ponadto modernizuje i rozbudowuje już funkcjonujące kopalnie oraz buduje kolejne rurociągi. Dzięki realizowanym inwestycjom może zapewnić stabilność wydobycia.
Równie ważna będzie działalność poszukiwawcza. „W 2021 roku zamierzamy wykonać cztery zdjęcia sejsmiczne. Analiza tych zdjęć pozwoli wytypować lokalizacje, w których poszukiwania ropy i gazu mają największe szanse powodzenia" – przekonuje PGNiG. Według spółki najbardziej perspektywiczne są dziś poszukiwania złóż niekonwencjonalnych. O jakie konkretnie złoża i obszary chodzi, firma nie precyzuje. W tym kontekście trzeba jednak pamiętać o nieudanych próbach pozyskania w naszym kraju gazu łupkowego i metanu z pokładów węgla kamiennego. Próby wydobycia tego pierwszego na skalę przemysłową okazały się fiaskiem kilka lat temu. W ostatnich kwartałach okazało się, że również pozyskiwanie metanu jest nieopłacalne ekonomicznie. PGNiG informuje, że w całym okresie prac badawczych i testowych prowadzonych na terenie koncesji Międzyrzecze (woj. śląskie), czyli od stycznia 2017 r. do grudnia 2020 r., pozyskało łącznie tylko 4,98 mln m sześc. metanu z pokładów węgla.
