Rosnące ceny węglowodorów przyczyniły się do istotnej poprawy wyników Grupy Kapitałowej w segmencie poszukiwań i wydobycia. Pierwszy kwartał tego roku PGNiG zamknęło z 41 proc. wzrostem przychodów oraz 18-krotnie wyższym zyskiem EBITDA, w porównaniu do roku ubiegłego. Za dobrymi rezultatami spółki stoją inwestycje w infrastrukturę przesyłową oraz akwizycje na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, które zdaniem analityków plasują firmę w czołówce najbardziej aktywnych graczy w regionie.
Koniec roku 2022 przyniesie ważne zmiany w kierunku napływu gazu ziemnego do Polski. 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 pozwoli zagwarantować stabilność dostaw energii oraz większą elastyczność, a w rezultacie możliwość oferowania odbiorcom końcowym atrakcyjniejszych warunków zakupu gazu.
– Brak inwestycji w infrastrukturę importową oraz zamknięcie się na współpracę z nowymi partnerami, oznacza dla nas przyjęcie warunków cenowych dyktowanych przez Gazprom. Dywersyfikacja kierunków dostaw daje nam możliwość korzystania z wahań cen pojawiających się na światowych rynkach. Otwierając się na nowe kierunki, stajemy się beneficjentami tych zmian. Inwestycje generują dodatkowe koszty, jednak rezygnując z rozwoju, musielibyśmy być gotowi na konsekwencje, jakie dla naszej gospodarki mogłoby przynieść uzależnienie od jednego źródła dostaw i rosnące ceny gazu – tłumaczy Robert Perkowski, Wiceprezes Zarządu PGNiG ds. Operacyjnych.
Z niedalekiej północy
Ważną rolę w budowaniu bezpieczeństwa energetycznego Polski pełni nasza obecność na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. PGNiG posiada obecnie udział w 36 koncesjach i prowadzi wydobycie z dziewięciu złóż. W 2020 roku pozyskano z nich ok. 0,5 mld m3 gazu ziemnego, a prognozy na kolejne lata są o wiele bardziej optymistyczne. Na wielkość wolumenu wpływają liczne inwestycje dokonywane przez wchodzącą w skład Grupy Kapitałowej spółkę PGNiG Upstream Norway. W ostatnich miesiącach rozpoczęto transakcję, która ma przyczynić się do skokowego wzrostu produkcji paliwa – nawet do 4 mld m sześc. w 2027 roku.
W marcu spółka zawarła warunkową umowę nabycia aktywów firmy INEOS E&P Norge AS, posiadającej udziały w 22 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Obejmują one m.in. trzy złoża znajdujące się w fazie eksploatacji: Alve, Marulk i Ormen Lange – drugie co do wielkości złoże w regionie. W efekcie wolumen udokumentowanych zasobów PGNiG w Norwegii, zwiększy o 55 proc. – do 331 mln boe, a 94 procent z nich to aktywa gazowe.
– Przejęcie aktywów INEOS E&P Norge AS pozwoli nam zrealizować nasz cel strategiczny, jakim jest osiągnięcie wydobycia własnego na poziomie 2,5 mld m sześc. rocznie. Planujemy też kolejne inwestycje: przygotowujemy się m.in. do rozpoczęcia wydobycia ze złóż Duva i Gråsel oraz wykonania kolejnych odwiertów na złożu Ærfugl. Działalność w Norwegii jest dla nas bardzo ważna, ponieważ to właśnie z norweskich złóż gaz ziemny popłynie do Polski rurociągiem Baltic Pipe – dodaje Robert Perkowski.
Z daleka
PGNiG prowadzi działalność poszukiwawczo-wydobywczą również w innych krajach, np. Pakistanie. W 2020 roku wolumen gazu pozyskanego w regionie wyniósł blisko 300 mln m sześć. Poziom wydobycia wzrósł niemal dwukrotnie względem poprzedniego roku. Aktywność spółki koncentruje się na koncesji Kirthar, gdzie eksploatuje złoża Rizq i Rehman, będące jednocześnie pierwszą poza granicami Polski kopalnią gazu należącą do PGNiG.
W maju tego roku, w porozumieniu z partnerami, spółka objęła 25 proc. udziałów w bloku koncesyjnym Musakhel, zlokalizowanym w bogatej w gaz ziemny środkowej części Pakistanu. Zasoby wydobywalne szacowane są wstępnie na około 16 mld m sześc., co potwierdzić mają badania sejsmiczne zaplanowane na przyszły rok. Jeśli założenia się sprawdzą, transakcja ta może w istotny sposób rozszerzyć portfel wydobywczy spółki w tej części świata.
Do zwiększenia zasobów węglowodorów przyczyni się także aktywność PGNiG w Zjednoczonych Emiratach Arabskich. Obecnie rozpoczyna się drugi etap prac poszukiwawczych w Emiracie Ras al-Chajma, gdzie na podstawie badań sejsmicznych potwierdzono prawdopodobieństwo występowania złóż. Pierwszy odwiert ma zostać wykonany w trzecim kwartale 2022 roku.
W obliczu sczerpywalności złóż poszukujemy innych, perspektywicznych rynków. W przypadku Zjednoczonych Emiratów Arabskich wydobycie szacowane jest nawet na 30 lat. To daje nam możliwość zabezpieczenia naszych przyszłych potrzeb w obszarze wolumenu gazu ziemnego i ropy naftowej, ale nie tylko. Jest to także ważny rynek zbytu dla spółek serwisowych naszej Grupy Kapitałowej – podkreśla Wiceprezes PGNiG.
Drogą morską
Ponad 25 proc. gazu ziemnego docierającego do Polski z zagranicznych źródeł stanowi LNG. Powstanie Terminala im. Prezydenta Lecha Kaczyńskiego w Świnoujściu stało się przeciwwagą dla dostaw paliwa z kierunku wschodniego. Jeszcze w 2015 roku gaz z Rosji miał 90 proc. udziału w rynku krajowym. Obecnie jest to zaledwie 60 proc., do czego w znaczącej mierze przyczyniła się możliwość zakupu skroplonego gazu ziemnego. Do tej pory PGNiG odebrało ponad 130 dostaw m.in. z Kataru, USA, Norwegii i Nigerii. Od 2024 roku spółka będzie dysponować rocznym wolumenem rzędu 12 mld m sześc. po regazyfikacji.
– Rola LNG w działalności PGNiG wzrasta. Na mocy umów z amerykańskimi i katarskimi producentami odbieramy coraz więcej ładunków gazu w terminalu w Świnoujściu. Rozwijamy również nasz udział w segmencie LNG małej skali, sprzedając skroplony gaz ziemny przypływający do Świnoujścia, jako użytkownik stacji przeładunkowej w Kłajpedzie, a także produkując go w naszych zakładach w Odolanowie i Grodzisku Wielkopolskim. W ten sposób zwiększamy nie tylko elastyczność naszego portfela, tworzymy także nową płaszczyznę dla naszego biznesu, jaką jest udział PGNiG w międzynarodowym rynku handlu gazem – dodaje Robert Perkowski.
Aktywność na rynkach zagranicznych nie wpływa na ograniczanie krajowej działalności spółki. Wśród swoich celów strategicznych PGNiG wskazuje utrzymanie wydobycia w Polsce na stabilnym poziomie – około 4 mld m sześc. rocznie. Z perspektywy bezpieczeństwa energetycznego, udział złóż krajowych jest niewielki – stanowi 20 proc. obecnego zapotrzebowania Polski na gaz ziemny. PGNiG postrzega kwestię bezpieczeństwa również poprzez działania przekładające się bezpośrednio na rozwój gospodarki i lokalnych społeczności, a takim niewątpliwie jest wnoszenie opłat i podatków z tytułu prac poszukiwawczych i eksploatacyjnych prowadzonych przez spółkę niemal w całym kraju.
Czytaj też:
Przyszłość budujemy na mocnych fundamentach