Działalność w 2020

Działalność poszukiwawcza i wydobywcza na terenie Polski prowadzona jest przez PGNiG przy udziale m.in. spółek zależnych Exalo Drilling i Geofizyka Toruń. Oddział Geologii i Eksploatacji pełni rolę centrum kompetencyjnego z zakresu geologii poszukiwawczej, prac geologicznych, procesów inwestycyjnych dla obiektów górnictwa otworowego i eksploatacji złóż węglowodorów. Sprawuje nadzór merytoryczny nad eksploatacją złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, podziemnym składowaniem odpadów oraz podziemnym bezzbiornikowym magazynowaniem gazu dla potrzeb eksploatacji. W strukturze PGNiG istnieją trzy wiodące Oddziały krajowe, które znajdują się w Sanoku, Zielonej Górze oraz Odolanowie i dwa Oddziały zagraniczne: Operatorski w Pakistanie oraz w Zjednoczonych Emiratach Arabskich.

Na dzień 1 stycznia 2020 r. PGNiG posiadało 48 koncesji: 13 na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego oraz 35 łącznych (na poszukiwanie, rozpoznawanie oraz wydobywanie). Na dzień 31 grudnia 2020 r. PGNiG posiadało 47 koncesji: 11 na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego oraz 36 łącznych (na poszukiwanie, rozpoznawanie oraz wydobywanie). W omawianym okresie wygasła 1 koncesja na poszukiwanie i rozpoznawanie.

W 2020 r. prowadzono w Ministerstwie Klimatu i Środowiska 28 postępowań w zakresie uzyskania, zmiany lub przekształcenia koncesji (w tym 15 jest w toku). Prowadzono również 30 postępowań w sprawie projektów robót geologicznych (7 postępowań jest aktualnie w toku).

Na dzień 31 grudnia 2020 r. PGNiG posiadało 201 koncesji, w tym 189 koncesji eksploatacyjnych, 3 – na podziemne składowanie odpadów oraz 9 – na podziemne magazynowanie gazu. W 2020 r. PGNiG przyznano 4 nowe koncesje eksploatacyjne (Potok Górny, Połęcko, Czarna Wieś, Wielichowo W), 4 zostało zmienionych, 5 wygaszono, a w przypadku 7 koncesji były prowadzone postępowania.

W 2020 r. PGNiG kontynuowało poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego na terenie Karpat, Przedgórza Karpat, Monokliny Sudeckiej i Niżu Polskiego zarówno we własnym zakresie, jak i we współpracy z partnerami. Z 25 otworów wierconych w 2020 r. głębokość końcową osiągnęło 24 otworów, w tym: 4 badawcze, 3 poszukiwawcze, 13 rozpoznawczych oraz 4 eksploatacyjne.

Na koniec 2020 r. wyniki złożowe uzyskano z 17 odwiertów (1 badawczy, 2 poszukiwawcze, 10 rozpoznawczych i 4 eksploatacyjne). Wśród 17 odwiertów o znanych wynikach złożowych znalazło się: 13 odwiertów pozytywnych (w tym  1 badawczy, 1 poszukiwawczy, 7 rozpoznawczych i 4 eksploatacyjne), 4 negatywne (w tym 1 poszukiwawczy i 3 rozpoznawcze), które nie uzyskały przemysłowego przypływu węglowodorów. Ponadto, zlikwidowano 1 odwiert badawczy (z uwagi na badawczy charakter prowadzonych prac nie podlega klasyfikacji złożowej) i 2 rozpoznawcze z likwidowane z przyczyn technicznych.

W 2020 r. wykonane były również rekonstrukcje, testy złożowe oraz likwidacje otworów odwierconych we wcześniejszych latach – dotyczyło to: 4 otworów badawczych (Jaworze Górne-1 – zlikwidowany, Kramarzówka-1K, Gilowice-1, Gilowice-3K) z których: jeden jest w trakcie próbnej eksploatacji (Kramarzówka-1K), 5 rozpoznawczych (w tym 1 odwiert zlikwidowany, w 3 zakończono próby złożowe i oczekują na dalsze prace oraz 1 w trakcie próbnej eksploatacji) oraz 3 eksploatacyjne (w tym 1 zlikwidowany, w 2 prace zostały zakończone i oczekują na przekazanie do eksploatacji).

W 2020 r. na terenie działalności Oddziału PGNiG w Sanoku włączono do eksploatacji  łącznie 14 odwiertów, w tym: 12 odwiertów na złożach już eksploatowanych oraz 2 odwierty na nowym złożu Królewska Góra eksploatowanym w ramach testu długotrwałego (Królewska Góra-1K, Królewska Góra-2K).

Do nowych odwiertów włączonych do eksploatacji na złożach już eksploatowanych przez Oddział w Sanoku należą: 2 odwierty na złożu Palikówka (Palikówka-10K, Palikówka-13K), 4 odwierty na złożu Przeworsk (Przeworsk-26, Przeworsk-27K, Przeworsk-28 i Przeworsk-29) eksploatowane w ramach testu długotrwałego, 5 odwiertów na złożu Mirocin (Mirocin-65, Mirocin-66K, Mirocin-67K, Mirocin-68K, Mirocin-69K) eksploatowane w ramach testu długotrwałego oraz 1 odwiert na złożu Husów-Albigowa-Krasne (Kraczkowa-3) – również eksploatowany w ramach testu długotrwałego.

Na terenie działalności Oddziału w Zielonej Górze został podłączony 1 odwiert  Dzieduszyce-11K na złożu Dzieduszyce.

W 2020 r. Spółka na obszarach koncesyjnych PGNiG współpracowała z innymi podmiotami takimi jak: LOTOS Petrobaltic S.A., ORLEN Upstream Sp. z o.o. oraz FX Energy Poland Sp. z o.o. (z dniem 01.01.2020 udziały FX Energy Poland Sp. z o.o. przejął ORLEN Upstream Sp. z o.o.).

Na koncesjach PGNiG kontynuowane były prace na obszarach:

Stan zasobów wydobywalnych na dzień 31 grudnia 2020 r. z uwzględnieniem dokumentacji geologiczno-inwestycyjnych oraz dokumentacji rozliczających zasoby złożonych w Ministerstwie Klimatu i Środowiska bez wydanej decyzji Ministra to: 14 667 tys. ton ropy naftowej oraz 87 923 mln m³ gazu ziemnego w przeliczeniu na gaz wysokometanowy.

Podstawowymi produktami sprzedawanymi w ramach segmentu jest gaz ziemny wysokometanowy i zaazotowany oraz ropa naftowa. Część wydobywanego gazu zaazotowanego podlega dalszemu przetworzeniu na gaz wysokometanowy w odazotowniach w Odolanowie oraz Grodzisku Wielkopolskim gdzie uzyskuje się również m.in. LNG, gazowy i ciekły hel oraz ciekły azot. Ponadto od powyższego w wyniku oczyszczania ropy naftowej do parametrów handlowych uzyskiwane są produkty: siarka i mieszanina propan-butan.

Część gazu ziemnego wydobytego w Polsce sprzedawana jest bezpośrednio ze złóż do klientów spoza GK PGNiG, jak również w ramach Grupy.

W obszarze handlu ropą naftową wydobywaną w Polsce w 2020 r., PGNiG kontynuuje swoją dotychczasową politykę sprzedażową współpracując z największymi podmiotami sektora paliwowego w Polsce i za granicą. Kolejowe dostawy ropy naftowej realizowane są do spółki ORLEN Południe S.A. Zakład Trzebinia (Grupa PKN ORLEN S.A.) oraz Grupy LOTOS S.A. – Rafineria w Gdańsku. Transportem samochodowym surowiec dostarczany jest do ORLEN Południe S.A. Zakład Jedlicze. Dostawy ropy realizowane są również transportem rurociągowym do firmy TOTSA TOTAL Oil Trading S.A. przy wykorzystaniu ropociągu PERN. Sprzedaż ropy naftowej w PGNiG jest oparta o rynkowe notowania cen tego surowca.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z PGNiG UN.

PGNiG UN posiada udziały w koncesjach wydobywczych i poszukiwawczo-wydobywczych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, zlokalizowanych na Morzach: Norweskim i Północnym. Wspólnie z partnerami zajmuje się wydobyciem węglowodorów ze złóż Skarv, Morvin, Vilje, Vale, Gina Krog, Skogul, Kvitebjorn i Valemon oraz zagospodarowaniem złóż Ærfugl, Duva oraz Snadd Outer. Trwa również faza przygotowania koncepcji zagospodarowania złóż Tommeliten Alpha, Shrek, Alve Nord i King Lear. Na pozostałych koncesjach PGNiG UN realizuje projekty poszukiwawcze i prowadzi działania zmierzające do zapewnienia stabilnych, przewidywalnych i długoterminowych dostaw gazu do Polski. Obejmują one zarówno zaangażowanie w projekt budowy infrastruktury między Norwegią a Polską (projekt Baltic Pipe), jak i potencjalne akwizycje złóż gazowych w Norwegii. Więcej informacji na temat projektu Baltic Pipe znajduje się w rozdziale 3.1.

W 2020 r. ze złóż Skarv, Morvin, Vilje, Vale, Skogul, Ærfugl (faza 1) i Gina Krog spółka wydobyła 615 tys. ton ropy naftowej wraz z innymi frakcjami (w przeliczeniu na tonę ekwiwalentu ropy naftowej) i 0,47 mld m³ gazu ziemnego. Wydobycie ze złóż było wyższe niż w analogicznym okresie poprzedniego roku, co jest wynikiem rozpoczęcia produkcji w ramach złóż Skogul i Ærfugl (faza 1).

W 2020 r. kontynuowano zagospodarowanie złóż  – Ærfugl, Duva i Snadd Outer, w których PGNiG UN jest partnerem. W ramach tych projektów w 2020 r. dokonano instalacji urządzeń wydobywczych oraz przeprowadzono wiercenia odwiertów eksploatacyjnych. Operatorem złóż Ærfugl i Snadd Outer jest firma Aker BP, operatorem projektu Duva jest natomiast firma Neptun. Pierwsze odwierty w ramach zagospodarowania złoża Ærfugl rozpoczęły produkcję w 2020 r., podczas gdy rozpoczęcie produkcji ze złóż Snadd Outer i Duva planowane jest na 2021 r.

W styczniu 2020 r. PGNiG UN sfinalizował nabycie 10% udziałów w licencjach PL636 i PL636C, zawierających złoże Duva. Operatorem licencji PL636 oraz PL636C jest Neptun, który posiada 30% udziałów.

W lutym 2020 r. PGNiG UN podpisało umowę z firmą Aker BP na zakup 20% udziałów w licencji PL29B, odpowiadających 3,3% udziałom w złożu Gina Krog oraz 11,9175% w koncesji PL127C zawierającej odkrycie Alve Nord. W tej samej transakcji PGNiG UN sprzedał 5% udziałów w złożu Shrek (koncesja PL838), zmniejszając tym samym swój udział w złożu z 40% do 35% oraz przekazując na czas zagospodarowania firmie Aker BP operatorstwo koncesji. Operatorami złóż Gina Krog i Alve Nord są odpowiednio Equinor i Aker BP. Transakcja została sfinalizowana w kwietniu 2020 r.

We wrześniu 2020 r. podpisano z kolei umowę nabycia od spółki Shell 6,45% udziałów w koncesjach PL193, PL193B, PL193C oraz PL193D, obejmujących 6,45% udziałów w złożu Kvitebjorn oraz 3,225% udziałów w złożu Valemon. Operatorem obydwu złóż jest firma Equinor. Akwizycja w istotny sposób przyczyniła się do realizacji celu strategicznego PGNiG UN w postaci wzrostu wydobycia gazu z własnych aktywów. Transakcja została sfinalizowana na koniec grudnia 2020 r.

W wyniku opisanych transakcji, w 2020 r. PGNiG UN osiągnął także istotny wzrost udokumentowanych zasobów z 169,4 mln boe na początku roku do 214,1 mln boe na koniec 2020 r. Na przyrost zasobów, oprócz opisanych akwizycji, wpływ miało również rozpoznanie zasobów odkrytego przez PGNiG UN w 2019 r. złoża Shrek oraz przeszacowania zasobów na pozostałych złożach posiadanych przez PGNiG UN.

W styczniu 2020 r. została rozstrzygnięta kolejna runda koncesyjna APA 2019 (Awards in Predefined Areas), w wyniku której PGNiG UN otrzymał udziały w 3 nowych koncesjach poszukiwawczych:

Nowe koncesje charakteryzują się dużym potencjałem gazowym. Wszystkie trzy koncesje są zlokalizowane w pobliżu istniejącej infrastruktury produkcyjnej i gazociągów, co zdecydowanie ułatwia i przyspiesza proces ewentualnego ich zagospodarowania. Koncesje PL1009B oraz PL1064 są zlokalizowane w pobliżu największego w portfelu aktywów PGNiG UN złoża Skarv oraz w pobliżu złoża Åsgard, co umożliwia wykorzystywanie własnych doświadczeń w poszukiwaniu ropy i gazu w tym regionie.

W styczniu 2021 r. została rozstrzygnięta kolejna runda koncesyjna APA 2020 (Awards in Predefined Areas), w wyniku której PGNiG UN otrzymał udziały w 4 koncesjach poszukiwawczych:

Wszystkie cztery koncesje są zlokalizowane w pobliżu istniejącej infrastruktury produkcyjnej i gazociągów, co ułatwia i przyspiesza proces ewentualnego ich zagospodarowania. Wszystkie cztery koncesje znajdują się również w bezpośrednim sąsiedztwie złóż, na których PGNiG UN jest już obecny (Skarv oraz King Lear). W przypadku komercyjnych odkryć potencjalne podłączenie ich do Skarv i King Lear pozwoliłoby na realizację dodatkowego efektu synergii. Efekt ten wynikałby z wygenerowania dodatkowych przychodów za wykorzystanie istniejącej infrastruktur złóż Skarv i/lub King Lear.

PGNiG UN wspólnie z partnerami kontynuował również prace na pozostałych koncesjach poszukiwawczych. W II połowie 2020 r. PGNiG UN uczestniczył w wierceniu dwóch odwiertów, które zakończyły się sukcesem. W ramach koncesji PL1009/PL1009B, w której PGNiG UN posiada 35% udziałów, spółka wykonała odwiert poszukiwawczy i odkryła złoże Warka. Wstępne szacunki wskazują na poziom zasobów złoża między 50-189 mln boe. Koncesja PL1009/PL1009B znajduje się na Morzu Norweskim i przylega bezpośrednio do obszaru licencyjnego złóż Skarv i Ærfugl, gdzie PGNiG posiada 12 proc. udziałów jako partner. W chwili obecnej planuje się odwiercenie odwiertów rozpoznawczych w ramach dokonanego odkrycia. Drugi odwiert został odwiercony na koncesji PL127C, na którym spółka ma 11,9175% udziałów, również w tym przypadku udokumentowano obecność węglowodorów.

Na dzień 31 grudnia 2020 r. PGNiG UN posiadało udziały w 32 koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, w tym 2 operatorskie. Na początku 2021 r. liczba posiadanych koncesji uległa zwiększeniu do 36. Wzrost ten jest związany z rozstrzygnięciem ostatniej rundy koncesyjnej (4 koncesje).

Ropa naftowa sprzedawana jest bezpośrednio ze złóż spółkom Shell International Trading and Shipping Company Ltd. (ze złóż Skarv Unit, Vilje, Vale, Skogul, Kvitebjorn, Valemon i Gina Krog) i TOTSA Total Oil Trading S.A. (ze złoża Morvin). Na wszystkich złożach, z wyjątkiem Vilje, wraz z ropą naftową wydobywany jest również gaz ziemny, który przesyłany jest gazociągiem głównie do Niemiec, gdzie odbiera go spółka z Grupy PGNiG (PST).

PGNiG poprzez swój Oddział Operatorski prowadzi prace poszukiwawcze w Pakistanie na podstawie umowy na poszukiwanie i eksploatację węglowodorów na obszarze koncesji Kirthar. Poszukiwania prowadzone są wspólnie z Pakistan Petroleum Ltd. (PPL), zgodnie z podziałem udziałów i kosztów PGNiG (operator) – 70%, PPL – 30%. Ponadto, PGNiG objęło 25% udziałów w koncesji poszukiwawczej Musakhel. Pozostałymi udziałowcami są PPL jako operator z 37.2% udziałów oraz Oil and Gas Development Company Limited (OGDCL) i Government Holding Private Limited (GHPL) z udziałami odpowiednio 35,3% i 2,5%.

Zasoby na koniec 2020 r. (gazu ziemnego zaazotowanego w przeliczeniu na gaz wysokometanowy, przypadający dla PGNiG): ok. 6,64 mld m³ (42,8 mln boe) w tym na złożu Rehman 4,88 mld m³ (31,4 mln boe) i Rizq 1,76 mld m³ (11,4 mln boe).

Eksploatacja ze złóż Rehman i Rizq prowadzona jest za pomocą kopalni na złożu Rehman. Udział PGNiG w produkcji ze złóż Rehman i Rizq, prowadzonej 10 odwiertami w 2020 r., wyniósł ok. 295 mln m³ w przeliczeniu na gaz wysokometanowy. Pozytywny wynik złożowy uzyskał otwór eksploatacyjny Rizq-3 (prace rozpoczęte we lipcu 2019 r.), a otwór Rehman-7 znajduje się w fazie testów złożowych. Łącznie odwiercono ponad 2,96 kmb w otworze Rehman – 7.

W ramach kontynuacji prac poszukiwawczych w 2020 r. Oddział w Pakistanie zakończył processing i reprocessing danych sejsmicznych: 3D na obszarze potencjalnego złoża W1 oraz zdjęcia sejsmicznego 2D na obszarze potencjalnego złoża W2.

W grudniu 2018 r. PGNiG wygrało przetarg na nabycie praw w zakresie poszukiwania, rozpoznawania i wydobywania węglowodorów na lądowym bloku nr 5 w emiracie Ras Al Khaimah. W ramach wygranej rundy Spółka objęła 90% udziałów w tym bloku o powierzchni 619 km². PGNiG podpisało umowy z Ras Al Khaimah Petroleum Authority i RAK GAS LLC w styczniu 2019 r. W wyniku kontynuacji prac w emiracie został zarejestrowany Oddział PGNiG, który uzyskał stosowną licencję na prowadzenie działalności oraz rozpoczęto prace sejsmiczne.

Pod koniec 2019 r. rozpoczęto akwizycję danych sejsmicznych, która trwała do maja 2020 r. Od tego czasu PGNiG prowadzi prace przetwarzania i interpretacji danych pod kątem wyłonienia lokalizacji pod wiercenie pierwszego odwiertu poszukiwawczego. Równolegle trwają prace mające na celu pozyskanie praw do kolejnych bloków w emiracie Ras Al Khaimah.

W 2020 r. kontynuowano prace nad pozyskaniem koncesji poszukiwawczej położonej w zachodniej Ukrainie w pobliżu granicy polsko-ukraińskiej. W październiku 2020 r. podpisano umowę niewiążącą z firmą ERU (Energy Resources of Ukraine) ustalającą warunki nabycia udziałów w spółce posiadającej prawa do tej koncesji. W dniu 31 grudnia 2020 r. PGNiG oraz ERU Management Services LLC złożyły wniosek do Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów w sprawie utworzenia wspólnego przedsiębiorstwa.

Wobec gwałtownego pogorszenia się sytuacji bezpieczeństwa w Libii, jakie miało miejsce z początkiem II połowy 2014 r., PGNiG UNA zgłosiła do National Oil Corporation (NOC) Siłę Wyższą. Sytuacja polityczna w trakcie 2020 r. zmieniła się i w październiku 2020 r. podpisano porozumienie pokojowego pomiędzy stronami konfliktu. Spółka na bieżąco monitoruje rozwój sytuacji politycznej w Libii, zwłaszcza warunki bezpieczeństwa prowadzenia działalności operacyjnej w tym kraju.

Spółka Geofizyka Toruń świadczy usługi geofizyczne oraz geologiczno-wiertnicze na wielu rynkach zagranicznych. W 2020 r. Spółka realizowała zadania:

• w zakresie akwizycji danych sejsmicznych w: Polsce, Bułgarii, Chorwacji, Mozambiku, Niemczech i Zjednoczonych Emiratach Arabskich;
• w zakresie przetwarzania i interpretacji danych sejsmicznych w: Polsce, Holandii, Kolumbii, Meksyku, Pakistanie i Zjednoczonych Emiratach Arabskich;
• w zakresie geofizyki wiertniczej i pomiarów parametrów wiertniczo-gazowych rynkami zbytu usług były: Polska, Bułgaria, Niemcy i Norwegia.

Geofizyka Toruń, w związku ze swoją podstawową działalnością, prowadzi również prace w zakresie B+R+I poprzez różne przedsięwzięcia innowacyjne m.in. metodę akwizycji, przetwarzania i interpretacji danych sejsmicznych dla wielkowolumenowych zdjęć sejsmicznych z wykorzystaniem systemów nodalnych.

W 2020 r., na rynku krajowym wykonywano głównie badania dla Oddziału Geologii i Eksploatacji PGNiG oraz ORLEN Upstream Sp. z o.o. W 2020 r. spółka wykonała w Polsce na zlecenie Oddziału Geologii i Eksploatacji PGNiG 22 km sejsmiki 2D oraz 872km² sejsmiki 3D. Łącznie spółka wykonała 555 km sejsmiki 2D oraz 2157 km² sejsmiki 3D w 2020 r.

W 2020 r. Oddział Geologii i Eksploatacji PGNiG prowadził wiercenia w 25 otworach o łącznym metrażu 55,6 kmb.

Należąca do GK PGNiG spółka EXALO świadczy usługi z zakresu prac serwisowych oraz wykonywania odwiertów zarówno dla GK PGNiG, jak i na rzecz podmiotów zewnętrznych. Spółka jest jednym z wiodących europejskich przedsiębiorstw z sektora wierceń lądowych. Do najważniejszych kontraktów realizowanych w 2020 r. przez EXALO należały m.in.:

• na rzecz PGNiG: obsługa zakupionego urządzenia wiertniczego klasy 2000 KM oraz świadczenie usług serwisowych w zakresie m.in. wiercenia oraz robót górniczych oraz dokonanie odwiertów w Pakistanie;
• na rzecz podmiotów zewnętrznych: dokonanie odwiertów dla klientów w Pakistanie, Czadzie, Kazachstanie oraz zapewnienie serwisu na Ukrainie w ramach kontraktu wiertniczego.

W ramach segmentu funkcjonują dwa magazyny gazu zaazotowanego (PMG Daszewo i PMG Bonikowo), których głównymi zadaniami jest regulowanie pracy systemu gazu zaazotowanego oraz zagospodarowanie gazu z kopalń gazu zaazotowanego.

Wskazane magazyny są traktowanie odrębnie od magazynów gazu wysokometanowego (wchodzących w skład segmentu Obrót i Magazynowanie) ze względu na inny rodzaj składowanego surowca oraz funkcję.