DZIAłALNOść W 2019

GRI 102-10, 103-3
 

Działalność w Polsce

Działalność poszukiwawcza i wydobywcza na terenie Polski prowadzona jest przez PGNiG SA 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 na potrzeby eksploatacji. W strukturze PGNiG istnieją trzy wiodące oddziały, które znajdują się w Sanoku, Zielonej Górze oraz Odolanowie.

Koncesje krajowe 

Prace prowadzone na własnych koncesjach

Koncesje PGNiG i odwierty w 2019 r.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z Oddziału Geologii i Eksploatacji.

W 2019 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 35 otworów wierconych w 2019 r. głębokość końcową osiągnęło 30, w tym 4 badawcze, 3 poszukiwawcze, 12 rozpoznawczych oraz 11 eksploatacyjnych.

Na koniec 2019 r. wyniki złożowe uzyskano z 24 odwiertów (3 poszukiwawcze, 10 rozpoznawczych i 11 eksploatacyjnych). Wśród 24 odwiertów o znanych wynikach złożowych znalazło się: 21 odwiertów pozytywnych (w tym 1 poszukiwawczy, 10 rozpoznawczych i 10 eksploatacyjnych), 3 negatywne (w tym 2 poszukiwawcze i 1 eksploatacyjny, które nie uzyskały przemysłowego przypływu węglowodorów). Ponadto zlikwidowano 2 odwierty badawcze (z uwagi na badawczy charakter prowadzonych prac nie podlega klasyfikacji złożowej).

W 2019 r. wykonano również rekonstrukcje, testy złożowe oraz likwidacje otworów odwierconych we wcześniejszych latach – dotyczyło to: 5 otworów badawczych (w tym m.in.: 1 otwór jest w trakcie próbnej eksploatacji, 1 w trakcie testu złożowego, a 1 został zlikwidowany), 1 eksploatacyjny (otwór zlikwidowany), 7 poszukiwawczych (6 otworów zlikwidowanych, a 1 znajduje się w trakcie próbnej eksploatacji) oraz 7 rozpoznawczych (w tym m.in. 2 próby złożowe zakończyły się sukcesem, a w 2 otworach trwa test złożowy).

Do nowych odwiertów podłączonych do eksploatacji na terenie działalności Oddziału Wydobywczego w Sanoku w 2019 r. należą: 2 odwierty na złożu Zagorzyce (Sędziszów-38K i Sędziszów-39K – eksploatacja w ramach testu długotrwałego, tymczasowe podłączenie w ramach odwiertów jako element zgłoszenia prac), 1 odwiert na złożu Nosówka (Słotwinka-1), 1 odwiert na złożu Zagorzyce (Sędziszów-37), 1 odwiert na złożu Pruchnik-Pantalowice (Pantalowice-7K), 5 odwiertów na złożu Przemyśl (Przemyśl-288k, Przemyśl-302k, Przemyśl-305k, Przemyśl-286k, Przemyśl-47 – eksploatacja w ramach testu długotrwałego) oraz 1 odwiert na złożu Przeworsk (Przeworsk-24 – eksploatacja w ramach testu długotrwałego). Ponadto w ramach testu długotrwałego włączono do eksploatacji 2 odwierty, czyli Kramarzówka-2H i Kramarzówka-1k.

Z kolei do nowych złóż podłączonych do eksploatacji na terenie działalności Oddziału Wydobywczego w Sanoku w 2019 r. należą złoża Olchowiec (odwiert Olchowiec-2 – eksploatacja w ramach testu długotrwałego) i Gnojnica (odwierty Gnojnica-2k i Gnojnica-3k – eksploatacja w ramach testu długotrwałego).

W 2019 r. na terenie Oddziału Wydobywczego w Zielonej Górze został podłączony do eksploatacji nowy odwiert Miłosław-5k/H, na złożu Miłosław.

Prace prowadzone na koncesjach wraz z kontrahentami 

W 2019 r. Spółka na obszarach koncesyjnych PGNiG współpracowała z innymi podmiotami takimi jak: LOTOS Petrobaltic SA, ORLEN Upstream Sp. z o.o. oraz FX Energy Poland Sp. z o.o. (z dniem 1 stycznia 2020 r. udziały FX Energy Poland Sp. z o.o. przejął ORLEN Upstream Sp. z o.o.).

Na koncesjach PGNiG kontynuowane były prace na obszarach:

• „Płotki” na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 12 maja 2000 r.; udziały wynoszą: PGNiG (operator) – 51%, FX Energy Poland Sp. z o.o. – 49%. Rozpoczęto realizację zdjęcia sejsmicznego Rusocin 3D oraz przetwarzanie i interpretację danych sejsmicznych 3D w rejonie Boguszyn-Młodzikowo. Kontynuowano prace związane z zagospodarowaniem złoża gazu ziemnego Chwalęcin.
• „Poznań” na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 1 czerwca 2004 r.; udziały wynoszą: PGNiG (operator) – 51%, FX Energy Poland Sp. z o.o. – 49%. Rozpoczęto wiercenie otworu rozpoznawczego Pławce-3/3H, realizację zdjęcia sejsmicznego 3D Brzezie-Gołuchów i zakończono zagospodarowanie złoża gazu ziemnego Miłosław (Miłosław-5K/H).
• „Bieszczady” na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 1 czerwca 2007 r.; udziały wynosiły: PGNiG (operator) – 51%, Eurogas Polska Sp. z o.o. – 24% i Energia Bieszczady Sp. z o.o. – 25%. W dniu 20 lipca 2015 r. ORLEN Upstream Sp. z o.o. objęła 49% udziałów w blokach koncesyjnych numer: 437, 438, 456, 457, 458 oraz we fragmentach bloków 417 i 436 należących do Eurogas Polska Sp. z o.o. i Energia Bieszczady Sp. z o.o., a tym samym została stroną umowy o wspólnych operacjach. W grudniu 2018 r. wygaszono koncesję na bloku 436, a w kwietniu 2019 r. na bloku 456. W dniu 30 października 2019 r. przekształcono koncesje na bloku 437 i 457 na koncesję łączną na poszukiwanie, rozpoznawanie i eksploatacje złóż ropy naftowej i gazu ziemnego. W marcu 2019 r. ukończono dokumentowanie prac sejsmicznych z tematu 2D Leszczowate. W lipcu 2019 r. zlikwidowano otwór Czarna Dolna-1 z powodu braku komercyjnego przypływu węglowodorów. W grudniu 2019 r. rozpoczęto wiercenie otworu poszukiwawczego Dylagowa-1.
•  „Sieraków” na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 22 czerwca 2009 r.; udziały wynoszą: PGNiG (operator) – 51%, ORLEN Upstream Sp. z o.o. – 49%. Kontynuowano prace analityczne i dokumentacyjne oraz podjęto decyzję o zagospodarowaniu złoża poprzez wykonanie otworu Sieraków-2H.
• „Górowo Iławieckie” na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 31 grudnia 2014 r.; udziały wynoszą: PGNiG (operator) – 51%, LOTOS Petrobaltic SA – 49%. Wykonano prace sejsmiczne Miłaki 3D oraz ukończono interpretację sejsmiki. Przygotowano projekt prac geologicznych na wiercenie otworu Miłaki-1K – projekt zatwierdzony do realizacji w grudniu 2019 r.
• Prace na koncesjach FX Energy Poland Sp. z o.o. prowadzone były na obszarze „Warszawa-Południe” (blok 255) na podstawie umowy o wspólnych operacjach z dnia 26 maja 2011 r. Udziały FX Energy Poland Sp. z o.o. (operator) wynoszą 51%, a PGNiG – 49%. W październiku 2017 r. PGNiG wypowiedziało Umowę o Wspólnych Operacjach. W 2019 r. zlikwidowano infrastrukturę Ośrodka Produkcyjnego Wilga (zlikwidowano odwiert Wilga 255-2, infrastrukturę na powierzchniową i gazociąg).

Zasoby wydobywalneZasoby wydobywalne – wartości odpowiadające prawdopodobieństwu (odpowiednio 90%, 50% i 10%), że wartość wynikowa wielkości zasobów prognostycznych złóż gazu jest większa od wyliczonej

Zasoby wydobywalneZasoby wydobywalne – wartości odpowiadające prawdopodobieństwu (odpowiednio 90%, 50% i 10%), że wartość wynikowa wielkości zasobów prognostycznych złóż gazu jest większa od wyliczonej udokumentowane przez PGNiG w Polsce w latach 2015–2019 oraz współczynnik R/P w mln boe*** 

^{* Uwzględniono dodatkowo przyrosty zasobów z dokumentacji przyjętych przez Komisję Zasobów Kopalin, bez decyzji Ministra.
** Stan zasobów z uwzględnieniem dokumentacji geologiczno-inwestycyjnych oraz dokumentacji rozliczających zasoby złożonych w Ministerstwie Klimatu bez wydanej decyzji Ministra.
*** Współczynnik wyrażający stosunek zasobów węglowodorów do poziomu produkcji.} 

Zasoby wydobywalneZasoby wydobywalne – wartości odpowiadające prawdopodobieństwu (odpowiednio 90%, 50% i 10%), że wartość wynikowa wielkości zasobów prognostycznych złóż gazu jest większa od wyliczonej udokumentowane przez PGNiG w Polsce w latach 1985–2019 w mln boe

^{*przyrost zasobów wydobywalnych w 2019 z uwzględnieniem dokumentacji rozliczających}

Zagospodarowanie wydobywanych węglowodorów

Podstawowymi produktami sprzedawanymi w ramach segmentu są 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. LNGLiquefield Natural Gas, gaz ziemny w postaci ciekłej, produkowany w wyniku skraplania lub kondensacji, gazowy i ciekły hel oraz ciekły azot. W wyniku oczyszczania ropy naftowej do parametrów handlowych uzyskiwane są produkty: kondensat ropny, siarka oraz mieszanina propan-butan.

Część gazu ziemnego wydobytego w Polsce sprzedawana jest bezpośrednio ze złóż do klientów spoza Grupy Kapitałowej PGNiG, jak również w jej ramach. Gaz ziemny wydobyty, a nie sprzedany w segmencie, przekazywany jest do sprzedaży do segmentu Obrót i Magazynowanie.

W obszarze handlu ropą naftową wydobywaną w Polsce w 2019 r. PGNiG kontynuuje dotychczasową politykę sprzedażową, współpracując z największymi podmiotami sektora paliwowego w Polsce i za granicą.

Kolejowe dostawy ropy naftowej realizowane są do Grupy LOTOS – Rafineria w Gdańsku oraz do spółki Orlen Południe SA – Zakład Trzebinia (Grupa PKN Orlen). Transportem samochodowym surowiec dostarczany jest do Orlen Południe SA – Zakład Jedlicze. Dostawy ropy realizowane są również transportem rurociągowym do firmy TOTSA TOTAL Oil Trading SA przy wykorzystaniu ropociągu PERN. Sprzedaż ropy naftowej w PGNiG bazuje na rynkowych notowaniach cen tego surowca.

Działalność zagraniczna

Koncesje i złoża PGNiG UN

^{Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z PGNiG UN}

PGNiG UN ma udziały w koncesjach wydobywczych i poszukiwawczo-wydobywczych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym zlokalizowanych na Morzach Norweskim, Północnym i Barentsa. Wspólnie z partnerami zajmuje się wydobyciem węglowodorów ze złóż Skarv, Morvin, Vilje, Vale i Gina Krog oraz zagospodarowaniem złóż Skogul, Ærfugl, Duva oraz Snadd Outer. Trwa również faza przygotowania koncepcji zagospodarowania złóż Tommeliten Alpha i King Lear. Na pozostałych koncesjach PGNiG UN realizuje projekty poszukiwawcze. PGNiG UN 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

W 2019 r. ze złóż Skarv, Morvin, Vilje, Vale i Gina Krog Spółka wydobyła 440 tys. ton ropy naftowej wraz z innymi frakcjami (w przeliczeniu na tonę ekwiwalentu ropy naftowej) i 0,48 mld m³ gazu ziemnego. Wydobycie ze złóż było niższe niż w analogicznym okresie poprzedniego roku, co jest wynikiem naturalnego sczerpywania złóż. Dodatkowo wpływ na poziom wydobycia miał nieplanowany przestój technologiczny na złożach Vilje oraz Vale.

W 2019 r. kontynuowano zagospodarowanie złóż – Ærfugl i Skogul, w których PGNiG UN jest partnerem. W ramach obu projektów w 2019 r. dokonano instalacji urządzeń wydobywczych oraz przeprowadzono odwierty eksploatacyjne. Operatorem obu tych złóż jest firma Aker BP. Rozpoczęcie wydobycia (czyli uruchomienie produkcji węglowodorów) z obu tych złóż planowane jest na 2020 r. Ponadto w I półroczu 2019 r. Spółka PGNiG UN razem z partnerami kontynuowała zagospodarowanie złoża Gina Krog. Główne prace obejmowały wiercenie dodatkowych otworów do zatłaczania gazu w celu podniesienia poziomu wydobycia ropy naftowej. Zatłoczony gaz zostanie wydobyty ze złoża w okresie późniejszym.
 

Transakcje zakupu udziałów w złożach King Lear oraz Duva zostały sfinalizowane w październiku 2019 r. W listopadzie 2019 r. PGNiG UN zwiększyło zaangażowanie w projekt Duva po podpisaniu umowy zakupu dodatkowych 10% udziałów w licencjach PL636 i PL636B od Pandion Energy AS. Ostatnia transakcja została sfinalizowana w pierwszym kwartale 2020 r. Po jej rozliczeniu udział PGNiG UN w złożu Duva wzrósł do 30%.

W wyniku opisanych transakcji w 2019 r. PGNiG UN osiągnęło także istotny wzrost udokumentowanych zasobów ze 141,9 mln boe na początku roku do 169,4 mln boe na koniec 2019 r. Zmiana wynika głównie z nabycia udziałów w złożach King Lear i Duva. Wskazany wzrost zasobów nie uwzględnia transakcji nabycia dodatkowych 10% udziałów w złożu Duva od Pandion Energy AS, która została sfinalizowana na początku 2020 r.

W styczniu 2019 r. została rozstrzygnięta kolejna runda koncesyjna APA 2018 (Awards in Predefined Areas), w wyniku której PGNiG UN otrzymało udziały w trzech kolejnych nowych koncesjach poszukiwawczych PL838B, PL1009 i PL1017:

• 40% udziałów jako operator w koncesji PL838B położonej na Morzu Norweskim i będącej rozszerzeniem koncesji PL838;
• 35% udziałów jako partner w koncesji PL1009 (Warka) na Morzu Norweskim; koncesja ta położona jest w okolicy złoża Skarv, operatorem na tej koncesji został ConocoPhilips (65% udziałów);
• 50% udziałów jako operator w koncesji PL1017 (Copernicus) na Morzu Norweskim położonej na wschód od złoża Aasta Hansteen; partnerem na licencji jest Equinor (50%).

W ramach licencji PL1009 zobowiązanie koncesyjne obejmuje wykonanie odwiertu poszukiwawczego. W przypadku dwóch pozostałych koncesji w ciągu dwóch lat partnerzy koncesyjni wykonają stosowne analizy geologiczne i geofizyczne, których celem będzie dokładne oszacowanie potencjału naftowego objętych koncesjami obszarów. Po tym okresie zostaną podjęte decyzje o wierceniu otworów poszukiwawczych lub zwolnieniu koncesji bez wykonywania wierceń (Drill or Drop).

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

• Koncesja PL636C jest rozszerzeniem koncesji PL636, w obrębie której leży złoże gazu ziemnego i ropy naftowej o nazwie Duva. Operatorem na tym złożu jest firma Neptun Energy Norge (30% udziałów), a obok PGNiG UN pozostałymi partnerami są Idemitsu i Pandion Energy oraz Sval Energy.
• Koncesja PL1009B jest rozszerzeniem koncesji PL1009, gdzie PGNiG UN wspólnie z firmą ConocoPhillips planuje wiercenie otworu poszukiwawczego przed końcem 2020 r. W tej koncesji PGNiG UN otrzymało 35% udziałów, a rolę operatora pełni na niej ConocoPhillips (65%).
• Koncesja PL1064, w której PGNiG UN otrzymało 30% udziałów, znajduje się niedaleko złoża Skarv, w bezpośrednim sąsiedztwie koncesji PL1009 i PL1009B. Operatorem na niej została firma ConocoPhillips (40% udziałów), a drugim – obok PGNiG UN – partnerem firma Aker BP (30%).

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

PGNiG UN wspólnie z partnerami kontynuowało również prace na pozostałych koncesjach poszukiwawczych. W II połowie 2019 r., w ramach koncesji PL838, Spółka wykonała odwiert poszukiwawczy i odkryła złoże Shrek. Tym samym PGNiG UN zostało pierwszą polską spółką, która wykonała odwiert na Morzu Norweskim w roli operatora. Koncesja PL838 znajduje się na Morzu Norweskim i przylega bezpośrednio do obszaru licencyjnego złóż Skarv i Ærfugl, gdzie PGNiG posiada 12% udziałów jako partner.

W lutym 2020 r. PGNiG UN zawarło umowę z Aker BP na zakup udziałów w złożu Alve Nord i zwiększenie udziałów w złożu Gina Krog. W wyniku transakcji udziały PGNiG UN w złożu Gina Krog zwiększyły się o 3,3 pkt. proc. do 11,3%. W zamian PGNiG UN przekaże do Aker BP 5% udziałów w niedawno odkrytym przez siebie złożu Shrek na koncesji PL838. W ramach tej samej umowy PGNiG UN kupi również 11,92% udziałów w koncesji PL127C obejmującej nieeksploatowane jeszcze złoże gazowe Alve Nord.

Na dzień 31 grudnia 2019 r. PGNiG UN posiadało udziały w 26 koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, w tym 4 operatorskie. Na początku 2020 r. liczba posiadanych koncesji uległa zwiększeniu do 31. Wzrost ten jest związany z rozstrzygnięciem ostatniej rundy koncesyjnej (3 koncesje) oraz transakcją z Aker BP (2 koncesje).

Sprzedaż węglowodorów

Ropa naftowa sprzedawana jest bezpośrednio ze złóż spółkom Shell International Trading and Shipping Company Ltd (ze złóż Skarv, Vilje, Vale i Gina Krog) i TOTSA Total Oil Trading SA (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 (PSTPGNiG Supply & Trading).

Od stycznia 2019 r. stopa podatku dochodowego w Norwegii (Corporate Tax) została obniżona z 23% do 22% i zrównoważona podniesieniem specjalnego podatku węglowodorowego (Special Petroleum Tax) z 55% do 56% oraz obniżką ulgi inwestycyjnej (Uplift) z 21,2% do 20,8%. Marginalna stopa podatkowa od działalności wydobywczej pozostała na poziomie 78%. Wprowadzone zmiany mają minimalny wpływ na działalność biznesową Spółki.

Działalność wspierająca segment w Polsce i za granicą

Usługi geofizyczne oraz prace sejsmiczne

GEOFIZYKA Toruń wypracowała pozycję lidera w sektorze badań geofizycznych w Europie, a jej podstawową działalnością są usługi z zakresu geofizyki poszukiwawczej (akwizycja, przetwarzanie i kompleksowa interpretacja danych sejsmicznych) oraz wiertniczej (pomiary geofizyczne w otworach i ich interpretacja). W 2019 r. realizowała zadania:

• w zakresie akwizycji danych sejsmicznych w: Polsce, Niemczech, Holandii, Wielkiej Brytanii, Węgrzech, Gruzji, Egipcie, Mozambiku, Zjednoczonych Emiratach Arabskich;
• w zakresie przetwarzania i interpretacji danych sejsmicznych w: Polsce, Holandii, Austrii, Indiach, Pakistanie, Kolumbii, Meksyku;
• w zakresie geofizyki wiertniczej i pomiarów parametrów wiertniczo-gazowych, rynkiem zbytu usług były Polska i Słowacja.

Prace wiertnicze oraz usługi serwisowe

W 2019 r. Oddział Geologii i Eksploatacji PGNiG prowadził wiercenia w 35 otworach o łącznym metrażu 78,9 kmb.

Należąca do Grupy PGNiG Spółka EXALO świadczy usługi z zakresu prac sejsmicznych i serwisowych oraz wykonywania odwiertów zarówno dla Grupy, jak i na rzecz podmiotów zewnętrznych. Spółka jest jednym z wiodących europejskich przedsiębiorstw z sektora wierceń lądowych. Do najważniejszych kontraktów realizowanych w 2019 r. przez EXALO należały m.in.:

• na rzecz PGNiG: obsługa zakupionego urządzenia wiertniczego klasy 2000 KM, świadczenie usług serwisowych w zakresie m.in. wiercenia i 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.

Podziemne magazyny gazu 

W ramach segmentu funkcjonują dwa magazyny gazu zaazotowanego z (PMG Daszewo i PMG Bonikowo), których głównymi zadaniami są 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.

Poszukiwanie, rozpoznawanie oraz wydobywanie złóż metanu z pokładów węgla

W 2019 r. kontynuowano prace związane z projektem poszukiwania, rozpoznawania oraz wydobywania złóż metanu z pokładów węgla Geo-Metan II.