Wynik operacyjny segmentu Poszukiwanie i Wydobycie wyniósł 2 006 mln zł i był niższy o 325 mln zł (14%) w relacji do 2013 roku. Na poziomie EBITDA wypracowano wynik w wysokości 3 143 mln zł, który jest niższy od wyniku roku poprzedniego o 238 mln zł (7%). W relacji do 2013 roku przychody ze sprzedaży segmentu spadły o 114 mln zł (2%), pomimo wyższego o prawie 6% wolumenu sprzedaży ropy naftowej. Spadek przychodów w segmencie jest skutkiem spadku cen ropy naftowej (średnia roczna cena ropy Brent wyrażona w złotych była w 2014 roku niższa o 10% w stosunku do wartości z roku poprzedniego). Wzrost kosztów operacyjnych o 211 mln zł (5%) nastąpił w efekcie ujęcia odpisów aktualizujących wartość majątku poszukiwawczego i wydobywczego. Przyczyną zawiązania powyższych odpisów było m.in. uwzględnienie w przyszłych przepływach pieniężnych (ustalanych na potrzeby przeprowadzonego testu na utratę wartości majątku):

• ceny rynkowej gazu, a nie jak dotychczas ceny taryfowej; powyższa aktualizacja metodologii została podyktowana zmianami na rynku gazu, w szczególności stopniowym uwalnianiem cen gazu i wprowadzeniem obliga giełdowego,
• nowych planowanych obciążeń podatkowych od wydobycia węglowodorów.

Wartość odpisów aktualizujących aktywa na koniec 2014 roku, które obciążyły wynik operacyjny segmentu wyniosła 707 mln zł. Dodatkowo, po przeprowadzonej analizie posiadanych koncesji i efektywności prowadzonych prac poszukiwawczych, Grupa PGNiG odpisała w koszty segmentu wydatki na odwierty negatywne oraz sejsmikę, których wysokość na koniec 2014 roku wynosiła 330 mln zł. Wzrost amortyzacji o 87 mln zł (8%) dotyczy głównie aktywów w Norwegii i związany jest bezpośrednio ze wzrostem produkcji ropy naftowej.

Aktem prawnym o podstawowym znaczeniu dla działalności w zakresie poszukiwania i wydobycia węglowodorów w Polsce jest Prawo geologiczne i górnicze. Ustawa reguluje kwestie własności kopalin, warunki organizacji i nadzoru prac górniczych i geologicznych, a także odpowiedzialności za szkody wywołane przez ruch zakładu górniczego. Działalność geologiczna i górnicza nadzorowana jest przez organy administracji geologicznej i organy nadzoru górniczego. Ustawa zawiera przepisy karne w zakresie niestosowania się do ustawy oraz wielkości graniczne opłat eksploatacyjnych.

W dniu 11 lipca 2014 roku została uchwalona ustawa o zmianie ustawy Prawo geologiczne i górnicze. Ustawa nowelizująca wprowadziła szereg istotnych zmian otoczenia regulacyjnego segmentu Poszukiwanie i Wydobycie, m.in.: koncesję zintegrowaną (obejmującą poszukiwanie, rozpoznawanie i wydobywanie węglowodorów), obligatoryjne postępowania kwalifikacyjne, możliwość ubiegania się konsorcjów o udzielenie koncesji, a także istotne podwyższenie stawek opłat eksploatacyjnych (przy jednoczesnym zachowaniu dotychczasowego systemu stawek dla tzw. złóż marginalnych).

Nowy system koncesyjny, wprowadzony na mocy lipcowej nowelizacji ustawy Prawo geologiczne i górnicze, może spowodować znaczne spowolnienie działań administracyjnych i w efekcie doprowadzić do spadku liczby wydawanych koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie węglowodorów w Polsce.

Nowym aktem prawnym kształtującym warunki dla działalności w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie jest uchwalona w dniu 25 lipca 2014 roku ustawa o specjalnym podatku węglowodorowym. Wprowadza ona do polskiego systemu fiskalnego specjalny podatek węglowodorowy (podatek od zysków z działalności wydobywczej węglowodorów) oraz rozszerza zakres przedmiotowy ustawy z dnia 2 marca 2012 roku o podatku od wydobycia niektórych kopalin o działalność wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej.

Ustawa wejdzie w życie 1 stycznia 2016 roku. Obowiązek zapłaty specjalnego podatku węglowodorowego oraz podatku od wydobycia niektórych kopalin, w zakresie wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej, wchodzi w życie z dniem 1 stycznia 2020 roku.

Wprowadzenie ww. podatków w istotny sposób zwiększy poziom obciążeń podatkowych PGNiG. Może to mieć niekorzystny wpływ na wynik finansowy, a w konsekwencji obniżyć zdolności inwestycyjne Spółki.

Działalność poszukiwacza i eksploatacyjna PGNiG za granicą regulowana jest przez lokalne ustawodawstwo oraz zawarte umowy (np. EPSA – Exploration and Production Sharing Agreement w Libii).

W Norwegii podstawę prawną systemu licencjonowania stanowi Ustawa Naftowa (Petroleum Act) z 1996 roku. Państwo norweskie jest właścicielem złóż kopalin na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Oficjalne atesty i zezwolenia są niezbędne we wszystkich fazach – od momentu przyznania licencji poszukiwawczej lub wydobywczej, poprzez zakup danych sejsmicznych i wiercenie otworów, zagospodarowanie złóż, po likwidację odwiertów.

Koncesje wydobywcze są zwykle przyznawane w ramach rund licencyjnych. Licencja przyznawana jest na okres początkowy (etap poszukiwawczy) trwający do 10 lat. Podczas tego etapu posiadacz licencji zobowiązany jest do wykonania zadeklarowanego zakresu prac (badania geofizyczne, analizy geologiczne, wiercenia). Po tym etapie licencja może zostać oddana lub przedłużona w przypadku decyzji o zagospodarowaniu złoża.

Norwegia posiada specjalny system opodatkowania dochodów z wydobycia węglowodorów. System opodatkowania jest oparty na standardowych zasadach opodatkowania dochodów przedsiębiorstw (CIT), jak również na tzw. specjalnym podatku naftowym. Stawka podatku dochodowego wynosi 27%, natomiast specjalna stawka podatku naftowego wynosi 51%. Podczas obliczania podstawy opodatkowania podatkiem dochodowym i specjalnym podatkiem naftowym, inwestycje podlegają amortyzacji liniowej w ciągu sześciu lat od roku, w którym zostały poniesione. Potrącenia są dozwolone dla wszystkich kosztów, w tym kosztów poszukiwań, badań i rozwoju, finansowania, operacyjnych i likwidacji. Dozwolona jest konsolidacja rachunków podatkowych różnych licencji/złóż. Dodatkowo dopuszczalna jest ulga tzw. inwestycyjna polegająca na podniesieniu kwoty podlegającej amortyzacji o 22% inwestycji (5,5% rocznie przez cztery lata, począwszy od roku rozpoczęcia inwestycji). Ponadto przedsiębiorstwom niegenerującym przychodu z wydobycia przysługuje zwrot 78% kosztów poszukiwań w roku kolejnym od ich poniesienia, a strata podatkowa może być przenoszona na kolejne lata bez limitu czasowego.

Odkrycia i szacowanie zasobów

Działalność poszukiwawcza obarczona jest przede wszystkim ryzykiem braku odkrycia złoża, tzw. ryzykiem poszukiwawczym. Oznacza to, iż nie w każdym zidentyfikowanym potencjalnym obiekcie złożowym istnieje nagromadzenie węglowodorów spełniające kryteria definicji złoża.

Wielkości zasobów i prognozy wydobycia są obarczone błędami wynikającymi z niedoskonałości sprzętu oraz technologii, które wpływają na jakość uzyskiwanych informacji geologiczno-złożowych. Niezależnie od stosowanych metod, dane w zakresie ilości i jakości ekonomicznie opłacalnych do eksploatacji zasobów gazu ziemnego i ropy naftowej mają zawsze charakter szacunkowy, a rzeczywista produkcja, przychody i koszty mogą różnić się w poważnym stopniu od dokonanych szacunków. Powyższe ryzyko ma szczególne znaczenie z tego względu, że w cyklu produkcji ze złoża okres od rozpoczęcia poszukiwania do udostępnienia złoża do eksploatacji trwa 6-8 lat, a wydobycie z tego złoża zamyka się w okresie 10-40 lat. Określone w trakcie dokumentowania parametry złóż są weryfikowane podczas eksploatacji. Każda ujemna korekta wielkości zasobów czy wielkości wydobycia może prowadzić do zmniejszenia przychodów, a przez to wpłynąć negatywnie na wyniki ekonomiczne Grupy PGNiG.

Ryzykiem związanym z poszukiwaniem niekonwencjonalnych złóż gazu w Polsce jest brak potwierdzonych zasobów gazu łupkowego (shale gas) oraz gazu zaciśniętego (tight gas). W przypadku potwierdzenia występowania zasobów geologicznych istnieje ryzyko, że eksploatacja będzie nieopłacalna z powodu niewystarczającego poziomu wydobycia gazu oraz wysokich nakładów inwestycyjnych na wiercenia otworów i budowę kopalni. Ponadto istotnym czynnikiem jest utrudniony dostęp do obszarów występowania niekonwencjonalnych złóż gazu, ze względu na przepisy prawa w zakresie ochrony środowiska oraz możliwości uzyskania zgód właścicieli gruntów na wejście w teren.

Opóźnienia prac

Uzyskanie koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, przy uwzględnieniu przepisów prawa krajowego, trwa od jednego do półtora roku. W działalności zagranicznej okres oczekiwania na ratyfikowanie kontraktu po wygraniu przetargu na koncesje może trwać nawet dwa lata. Ponadto przed rozpoczęciem prac terenowych Spółka jest zobowiązana m.in. do uzyskania podstaw formalno-prawnych na wejście w teren, spełnienia wymogów w dziedzinie ochrony środowiska i niekiedy ochrony stanowisk archeologicznych oraz przeprowadzania przetargów na wykonawcę prac, co powoduje, że do momentu podpisania umowy z wykonawcą upływa kolejnych kilka miesięcy. Nierzadkie są również przypadki długiego oczekiwania na odprawy celne importowanego sprzętu. Powyższe czynniki stwarzają ryzyko opóźnień prac poszukiwawczych.

Przeszkody w aspekcie formalno-prawnym istotnie opóźniające działania inwestycyjne, niezależne od PGNiG, są związane m.in. z miejscowymi planami zagospodarowania przestrzennego, uzyskiwaniem decyzji administracyjnych (w tym środowiskowych), zmianami aktualnej koncepcji projektu inwestycyjnego, jak również z trudnościami z uzyskiwaniem zgód właścicieli gruntów na wejście w teren.

Opóźnienie realizacji całego projektu inwestycyjnego oraz przedłużający się proces inwestycyjny zwiększa ryzyko związane z poziomem nakładów inwestycyjnych i ich szacowaniem.

Koszty prac poszukiwawczych

Na kapitałochłonność prac poszukiwawczych mają wpływ ceny nośników energii oraz materiałów. Koszty prac poszukiwawczych są szczególnie wrażliwe na poziom cen stali, które przekładają się na ceny rur okładzinowych i wydobywczych, stosowanych w pracach wiertniczych. Wzrost cen energii i materiałów powoduje wzrost kosztów prac poszukiwawczych. Istotny wpływ na rentowność zagranicznych projektów poszukiwawczych mają ceny produktów ropopochodnych oraz wahania kursów walutowych. W celu obniżenia kosztów prac wiertniczych w 2011 roku PGNiG wprowadziła system daily rate przy wyborze wykonawców tych prac.

Nieprzewidziane zdarzenia

Eksploatowane przez PGNiG złoża węglowodorów znajdują się często na dużych głębokościach, co związane jest z występowaniem w nich bardzo wysokich ciśnień, dodatkowo wiele złóż w składzie chemicznym zawiera siarkowodór. Powyższe czynniki stanowią podwyższone ryzyko wystąpienia erupcji lub wycieku węglowodorów, co z kolei może powodować zagrożenie dla ludzi (pracowników i okolicznych mieszkańców) i środowiska naturalnego, a także urządzeń produkcyjnych.

Grupa PGNiG dla zabezpieczenia się przed danym ryzykiem podejmuje takie działania jak:

• na wypadek ryzyka z wykonawcą lub dostawcą – wprowadza odpowiednie zapisy w umowie (np: kary umowne), zwraca uwagę na dobór sprawdzonych podwykonawców,
• na wypadek ryzyka związanego z siłami wyższymi – stosuje zabezpieczenia poprzez polisy ubezpieczeniowe,
• od ryzyka technicznego – firma prowadzi racjonalną gospodarkę złożem,
• na wypadek ryzyka otoczenia projektu – działaniem zaradczym jest alternatywne rozwiązanie dotyczące lokalizacji i realizacji inwestycji, negocjacje, respektowanie terminów urzędowych, zmiana harmonogramu i organizacji prac.

Konkurencja

Zarówno w kraju, jak i za granicą istnieje ryzyko wystąpienia konkurencji ze strony innych firm w zakresie nabywania koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż. Niektórzy konkurenci PGNiG, zwłaszcza działający globalnie, posiadają silną pozycję rynkową oraz większe niż PGNiG zasoby finansowe. W rezultacie istnieje prawdopodobieństwo, że firmy te przystąpią do przetargów i będą w stanie nabyć koncesje o dobrych perspektywach poszukiwawczych, oferując lepsze warunki niż pozwalają na to zasoby finansowe i ludzkie PGNiG. Przewaga ta jest szczególnie istotna na arenie międzynarodowej.

Obecność firm zagranicznych na polskim rynku nasiliła zjawisko przejmowania przez nie wysoko wyspecjalizowanych pracowników o dużym doświadczeniu zawodowym. Ryzyko to jest wysokie zwłaszcza w przypadku specjalistów z dziedziny poszukiwania złóż gazu ziemnego i ropy naftowej. W krajach, gdzie PGNiG prowadzi działalność, występują trudności w naborze wysoko wykwalifikowanej kadry.

Przepisy w zakresie bezpieczeństwa, ochrony środowiska i zdrowia

Dostosowanie do regulacji ochrony środowiska w Polsce i za granicą może istotnie zwiększyć koszty działalności PGNiG. Aktualnie PGNiG ponosi znaczne nakłady kapitałowe i koszty w celu dostosowania swojej działalności do coraz bardziej skomplikowanych i wymagających regulacji odnoszących się do ochrony zdrowia i bezpieczeństwa oraz ochrony środowiska naturalnego. Przykładowo, w 2005 roku zaostrzono przepisy ograniczające realizację przedsięwzięcia mogącego mieć wpływ na obszar Natura 2000 oraz zwiększono wymagania w dziedzinie ochrony środowiska naturalnego w zakresie wchodzenia na tereny występowania chronionych gatunków roślin oraz siedlisk chronionych zwierząt.

Prace poszukiwawcze i rozpoznawcze

W 2014 roku PGNiG zajmowało się poszukiwaniem i rozpoznawaniem złóż ropy naftowej gazu ziemnego na terenie Karpat, Pogórza Karpackiego i na Niżu Polskim, zarówno we własnym zakresie, jak i we współpracy z partnerami.

Na koniec 2014 roku PGNiG posiadało 77 koncesje na poszukiwanie złóż węglowodorów (na dzień 1 stycznia 2014 roku – 84 koncesje).

W wyniku analizy geologiczno-złożowej obejmującej m.in. analizę możliwości odkrycia i udokumentowania znacznych złóż węglowodorów podjęto decyzje o złożeniu wniosków o rezygnację z 14 obszarów koncesyjnych przed upływem terminu ich ważności. W 2014 roku uzyskano 8 nowych koncesji tzw. bloków bieszczadzkich oraz złożono 1 wniosek o nowy obszar koncesyjny. Nie przedłużono 1 koncesji.

Na obszarach koncesyjnych PGNiG prace wiertnicze w kraju prowadzone były w 24 otworach, w tym: 15 poszukiwawczych, 6 badawczych oraz w 3 otworach rozpoznawczych. Spośród tych 24 otworów, 10 wierconych było w poszukiwaniu złóż niekonwencjonalnych.

W 2014 roku 6 otworów zakwalifikowano jako otwory pozytywne, w tym: 1 otwór poszukiwawczy na Pomorzu (odwiercony w latach poprzednich), 2 otwory poszukiwawcze w Wielkopolsce i 3 otwory rozpoznawcze na Pogórzu Karpackim (w tym jeden w ramach poszukiwania złóż niekonwencjonalnych). W 14 odwiertach (w tym w 5 odwierconych w latach poprzednich) nie uzyskano przemysłowego przypływu węglowodorów i odwierty te zostały zlikwidowane.

Poszukiwania gazu łupkowego

Gaz ziemny jest najczystszym ekologicznie źródłem energii spośród wszystkich paliw kopalnych. Cechuje go niska emisja gazów cieplarnianych, a także brak niebezpiecznych odpadów. Postęp technologii wydobycia i obniżenie jej kosztów spowodowały możliwość sięgnięcia po nowe, pomijane do tej pory zasoby gazu ziemnego: gaz ściśnięty (tight gas), gaz z łupków lub gaz łupkowy (shale gas) oraz metan z pokładów węgla (coal bed methane).

Gaz łupkowy to jeden z trzech rodzajów gazu ze złóż niekonwencjonalnych, uzyskiwany z położonych głęboko pod ziemią łupków osadowych. Skały te cechują się niską przepuszczalnością, dlatego gaz z łupków wymaga bardziej złożonych i zaawansowanych technicznie metod wydobycia.

Technika wydobycia gazu łupkowego w uproszczeniu polega na wykonaniu poziomego odwiertu w skale łupkowej i wypełnieniu uzyskanej szczeliny mieszanką wody, piasku kwarcowego i dodatków chemicznych, która, powodując pęknięcia w skałach, pozwala na wydostanie się gazu.

Według szacunków Energy Information Administration, wydobycie gazu łupkowego do 2030 roku będzie wynosiło 7% światowej produkcji gazu ziemnego.

Polska posiada bogate zasoby gazu ziemnego w skałach łupkowych na Pomorzu, Mazowszu i Lubelszczyźnie, ale tylko te o odpowiednich właściwościach mogą być wydobywane.

Szacunków zasobów złóż gazu w skałach łupkowych w Polsce podjęło się kilka uznanych amerykańskich organizacji, bazując na doświadczeniach z Ameryki Północnej.

W marcu 2012 roku Państwowy Instytut Geologiczny-Państwowy Instytut Badawczy (PIG-PIB) przedstawił pierwszy raport o prognostycznych zasobach wydobywalnych gazu ziemnego i ropy naftowej w formacjach łupkowych w Polsce.

Oszacowane łączne zasoby wydobywalne gazu ziemnego mieszczą się w bardzo szerokim zakresie od 37,9 mld m³ do 1 919,7 mld m³. Skrajne wartości cechują się jednak bardzo niskim prawdopodobieństwem. Przy przyjęciu parametrów obliczeń uznanych za najbardziej prawdopodobne, zasoby te wynoszą od 346,1 mld m³ do 767,9 mld m³. Raport należy traktować jako bilans otwarcia, który został oparty o dane uzyskane w 39 otworach badawczych Instytutu Geologicznego wykonanych w latach 1950-1990. Prognoza będzie weryfikowana w miarę napływu danych z wierceń rozpoznawczych.

Krótka historia szacowania zasobów węglowodorów niekonwencjonalnych w Polsce

Porównanie danych geologicznych z Polski i USA wskazuje na szereg wyzwań geologicznych, które stoją przez spółkami, które posiadają koncesje na poszukiwania gazu ze złóż niekonwencjonalnych.

• współczynnik TOC (Total Organic Carbon) – zawartość materii organicznej w skale – określa, ile gazu można pozyskać ze złoża. W Polsce średnio ok. 2-5%, w USA nawet 2-14%.
• miąższość – grubość warstwy skały macierzystej – im większa miąższość, tym większa możliwość pozyskania surowca. W Polsce średnio miąższości horyzontalne ok. 30-70 m, w USA 20-200 m.
• głębokość zalegania – głębokość, na której możliwa jest eksploatacja złoża. W Polsce skały łupkowe zwykle na większych głębokościach – 3000-4000 m, w USA – 400-4600 m.
• skład mineralogiczny – zawartość składników mineralnych w skale macierzystej. W Polsce głównie mułowce i iłowce, które trudniej jest szczelinować.

Na koniec 2014 roku Ministerstwo Środowiska wydało 53 koncesje na poszukiwanie gazu ze złóż niekonwencjonalnych w Polsce, z czego 11 koncesji posiada PGNiG.

Do tej pory, czyli w latach 2009-2014, celem określenia potencjału shale gas na terenie Polski, PGNiG zrealizowało prace wiertnicze w 17 otworach, w tym 2 horyzontalnych, oraz prace sejsmiczne na 8 zdjęciach 2D i 5 zdjęciach 3D.

Prace prowadzono w trzech rejonach:

• Pomorze,
• Centralna Polska,
• Lubelszczyzna.

Więcej informacji można znaleźć na stronie www.lupkipolskie.pl.

Porównanie danych geologicznych z Polski i USA

średnia wartość szacunkowa w Polsce

Usługi geologiczne, geofizyczne, wiertnicze i serwisowe w Polsce

W 2014 roku spółki segmentu Poszukiwanie i Wydobycie świadczyły usługi wiercenia otworów poszukiwawczych, rozpoznawczych, badawczych i eksploatacyjnych oraz związanych z budową i rozbudową podziemnych magazynów gazu, świadczyły usługi z zakresu specjalistycznych serwisów górnictwa otworowego, a także usługi geofizyczne.

Wiercenia poszukiwawczo-rozpoznawcze i badawcze realizowano głównie w poszukiwaniu węglowodorów, a także złóż miedzi. Prace wiertnicze wykonywane były zarówno dla Grupy PGNiG, jak i dla odbiorców zewnętrznych w kraju i za granicą.

Na rynku krajowym realizowano m.in. kontrakty dla firm poszukujących:

• konwencjonalnych złóż gazu ziemnego – m.in. dla PGNiG, FX Energy Poland Sp. z o.o. i Energia Karpaty Zachodnie Sp. z o.o. Sp. k.,
• niekonwencjonalnych złóż gazu ziemnego – m.in. dla PGNiG, Orlen Upstream Sp. z o.o. (poszukiwanie shale gas) i dla Państwowego Instytutu Geologicznego (odmetanowanie pokładów węgla kamiennego),
• niekonwencjonalnych złóż ropy naftowej – Wisent Oil & Gas Sp. z o.o. (poszukiwanie shale oil),
• złóż miedzi – dla KGHM Polska Miedź SA, Zielona Góra Copper Sp. z o.o. i Mozów Copper Sp. z o.o.

Ponadto wykonywano wiercenia otworów na potrzeby budowy PMG Kosakowo i rozbudowy KPMG Mogilno.

Segment świadczył również usługi specjalistycznych serwisów górnictwa otworowego, m.in. serwisów płynów wiertniczych, cementacyjnego, coiled tubing i urządzeń azotowych, mud logging, wyposażenia wgłębnego odwiertów wraz z opróbowaniem, pomiarów parametrów złożowych i testów produkcyjnych oraz wykonywał remonty, rekonstrukcje i likwidacje odwiertów. Odbiorcami usług serwisowych było głównie PGNiG. W kraju dla inwestorów spoza Grupy PGNiG świadczono przede wszystkim usługi serwisowe m.in. dla LOTOS Petrobaltic SA, FX Energy Poland Sp. z o.o., Orlen Upstream Sp. z o.o., Wisent Oil & Gas Sp. z o.o., Geops Deep Drilling Sp. z o.o., Przedsiębiorstwa Budowy Kopalń PeBeKa SA, Państwowego Instytutu Geologicznego i Chevron Polska Energy Resources Sp. z o.o.

W 2014 roku spółki segmentu Poszukiwanie i Wydobycie świadczyły usługi geofizyczne z zakresu geofizyki poszukiwawczej (akwizycję, przetwarzanie i interpretację danych sejsmicznych) oraz geofizyki otworowej. Na rynku krajowym najważniejszymi odbiorcami usług były spółki: PGNiG, Chevron Polska Energy Resources Sp. z .o.o., FX Energy Poland Sp. z o.o., NAFTA a.s., Orlen Upstream Sp. z o.o. Dla PGNiG spółki segmentu wykonywały usługi geofizyki poszukiwawczej, natomiast dla kontrahentów zewnętrznych świadczono usługi zarówno geofizyki poszukiwawczej, jak i geofizyki otworowej.

Zasoby

Udokumentowane zasoby wydobywalne w Polsce 2009-2014

Wartość współczynnika R/P (rezerwy/produkcja) w latach 2009-2014

Wydobycie

Eksploatacja złóż gazu ziemnego i ropy naftowej na terenie Polski prowadzona jest przez dwa oddziały PGNiG: Oddział w Zielonej Górze oraz Oddział w Sanoku. Oddział w Zielonej Górze wydobywa ropę naftową i gaz ziemny zaazotowany w 22 kopalniach (13 gazowych, 6 ropno-gazowych oraz 3 ropnych), natomiast Oddział w Sanoku pozyskuje gaz ziemny wysokometanowy i zaazotowany oraz ropę naftową w 37 kopalniach (20 gazowych, 11 ropno-gazowych i 6 ropnych).

W 2014 roku na terenie działania Oddziału PGNiG w Sanoku włączono do eksploatacji 2 odwierty na złożach już eksploatowanych, 4 odwierty na koncesjach poszukiwawczych oraz 4 nowe złoża: Łapanów, Pogwizdów, Mołodycz i Wola Rokietnicka. Łączny przyrost zdolności wydobywczych wyniósł około 10,3 tys. m³/h (w przeliczeniu na gaz wysokometanowy).

Na terenie działania Oddziału PGNiG w Zielonej Górze podłączono 2 odwierty na złożach już eksploatowanych: 1 odwiert na złożu Radlin oraz , we współpracy z FX Energy Poland Sp. z o.o., 1 odwiert na złożu Lisewo o łącznej zdolności wydobywczej 3,9 tys. m³/h (w przeliczeniu na gaz wysokometanowy). We współpracy FX Energy Poland Sp. z o.o., włączono również do eksploatacji złoże Komorze o zdolności wydobywczej około 1,0 tys. m³/h (w przeliczeniu na gaz wysokometanowy). Ponadto w 2014 roku włączono do eksploatacji 1 odwiert ropny na nowym złożu Ołobok o zdolności wydobywczej 15t/d.

Podziemne magazyny gazu

W 2014 roku segment Poszukiwanie i Wydobycie na własne potrzeby wykorzystywał pojemności czynne podziemnych magazynów gazu zaazotowanego Daszewo i Bonikowo. Pojemności magazynowe wykorzystywane na potrzeby wydobycia są wyłączone z definicji instalacji magazynowej w rozumieniu ustawy Prawo energetyczne.

Sprzedaż

W ramach segmentu Poszukiwanie i Wydobycie, sprzedaż gazu ziemnego i ropy naftowej realizowana jest bezpośrednio ze złóż (z pominięciem systemu przesyłowego) dedykowanymi gazociągami do konkretnych klientów, a w przypadku ropy naftowej – za pośrednictwem tankowców.

W wyniku oczyszczania ropy naftowej do parametrów handlowych uzyskiwane są produkty: kondensat ropny, siarka oraz mieszanina propan-butan. Część wydobywanego gazu zaazotowanego podlega dalszemu przetworzeniu na gaz wysokometanowy w odazotowniach w Odolanowie oraz Grodzisku Wielkopolskim. W wyniku kriogenicznego przetwarzania gazu zaazotowanego Spółka, oprócz gazu wysokometanowego, uzyskuje takie produkty jak: skroplony gaz ziemny LNG, gazowy i ciekły hel oraz ciekły azot.

Sprzedaż gazu ziemnego odbywa się na zasadach wolnorynkowych, a warunki dostaw (w tym cena gazu) są indywidualnie negocjowane w zależności od charakterystyki danego projektu. Głównymi odbiorcami gazu ziemnego w Polsce byli odbiorcy przemysłowi, których udział w wolumenie sprzedaży stanowił ok. 78%. W większości zakupem gazu ziemnego bezpośrednio ze złóż zainteresowani są klienci zlokalizowani w bliskiej odległości od kopalń gazu ziemnego. Dodatkowo taka sprzedaż gazu ziemnego pozwala na ekonomicznie korzystne zagospodarowanie złóż gazu o jakości odbiegającej od standardów sieciowych oraz na pozyskanie klientów, dla których dostawy gazu systemowego są technicznie lub ekonomicznie niemożliwe.

Sprzedaż ropy naftowej przez PGNiG odbywa się na warunkach wolnorynkowych, a cena jest ustalana w odniesieniu do aktualnych notowań tego surowca na rynkach międzynarodowych. PGNiG realizowało sprzedaż ropy naftowej w 2014 roku jako:

• sprzedaż rurociągową do odbiorców zagranicznych,
• sprzedaż transportem kolejowym i samochodowym do odbiorców krajowych.

Sprzedaż ropy naftowej realizowana była do Shell International Trading and Shipping Company Ltd., Rafinerii Trzebinia SA, Rafinerii Nafty Jedlicze SA, TOTSA TOTAL OIL TRADING SA i BP Europe SE. W listopadzie 2014 roku PGNiG i Rafineria Trzebinia SA podpisały aneks do umowy przenoszący koszty transportu kolejowego na kupującego. Od stycznia 2015 roku Rafineria Trzebinia SA zajmuje się organizacją transportu ropy naftowej z terminali kolejowych PGNiG do miejsca przeznaczenia i pokrywa jego koszt.

Inwestycje w roku 2014

W Planie Inwestycyjnym na 2014 rok przewidzianych do realizacji było kilkadziesiąt projektów związanych z utrzymaniem zdolności wydobywczych (wiercenia otworów eksploatacyjnych, zagospodarowywanie złóż i odwiertów). Poza głównymi projektami, takimi jak: Radlin, Księżpol, Radoszyn, Lisewo, Różańsko, Wilków, w obszarze wydobycia realizowane były zadania dotyczące zagospodarowania złóż gazu ziemnego o znaczeniu regionalnym, związane z utrzymaniem i odtworzeniem wydajności produkcji węglowodorów (rozbudowy i modernizacje kopalni gazu ziemnego), zadania związane z funkcjonowaniem oddziałów wydobycia (modernizacja zaplecza techniczno-administracyjnego, zakupy gotowych dóbr inwestycyjnych) oraz zadania związane ze zwiększeniem lub utrzymaniem możliwości produkcyjnych Oddziału w Odolanowie.

Ważniejsze zadania realizowane w obszarze wydobycia w 2014 roku, poza głównymi projektami, to: montaż i modernizacja sprężarek złożowych na KGZ, zagospodarowywanie odwiertów i ich podłączenie, a także zadania związane z modernizacją instalacji produkcyjnych KRIO w Odolanowie.

Z głównych projektów zakończono zagospodarowanie złoża Lisewo, Komorza, zagospodarowanie odwiertu Lisewo 2k i Radlina 64, Maćkowice 3k i Mołodycz 1, 2 oraz prace wiertnicze na kilkunastu otworach.

W 2014 roku zakończono również zagospodarowanie odwiertów: Maćkowice 2, Jata 1, Lubliniec 12, Dzików Stary 2, modernizację tłoczni Żuchlów, budowę kompresora na KRNiGZ Zielin oraz kilkanaście drobniejszych zadań dotyczących modernizacji i rozbudowy kopalń gazu ziemnego i instalacji produkcyjnych w Odolanowie.

Koncesje PGNiG w Europie

Norwegia

PGNiG Upstream International AS (PGNiG UI, dawniej PGNiG Norway AS) została powołana w 2007 roku do realizacji na Norweskim Szelfie Kontynentalnym projektu, którego celem jest zwiększenie wydobywalnych zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego poza granicami Polski. Podstawowym zadaniem spółki PGNiG UI jest poszukiwanie i eksploatacja złóż ropy naftowej i gazu ziemnego na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Spółka posiada prekwalifikację norweskich władz do pełnienia roli operatora.

W 2014 roku spółka zakupiła udziały w czterech złożach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym od Total E&P Norge AS (spółka nie jest operatorem tych złóż). Transakcja dotyczyła trzech złóż, z których prowadzone jest wydobycie (Morvin, Vilje i Vale), oraz jednego w fazie zagospodarowania (Gina Krog). Zgodnie z szacunkami niezależnego eksperta wydobywalne zasoby eksploatacyjne 2P przypadające na udziały PGNiG UI wynoszą 33 mln boe. Zgodnie z danymi operatora pozostały czas eksploatacji złóż wynosi średnio 14 lat. W następstwie nabycia udziałów w nowych złożach, PGNiG UI przewiduje, że na przestrzeni najbliższych dziesięciu lat wielkość realizowanego przez spółkę wydobycia w Norwegii kształtować się będzie na poziomie około 15-20 tys. boe/dobę.

Istotną część ceny transakcji pokryto z przepływów pieniężnych wygenerowanych w okresie między datą wejścia umowy w życie a datą zamknięcia transakcji. W związku z osiągnięciem oczekiwanych wpływów ze sprzedaży węglowodorów z przejmowanych złóż w 2014 roku, ograniczeniem kosztów oraz nakładów inwestycyjnych, ostateczna płatność w gotówce wyniosła ok. 844 mln NOK, czyli 43% ceny zakupu.

Obok nabycia aktywów wydobywczych od Total E&P Norge AS, nie bez znaczenia były bardzo dobre wyniki wydobycia ze złoża Skarv, które jest najważniejszym aktywem PUI. W 2014 roku PGNiG UI powiększyło swój stan posiadania o udziały w jednej nowej koncesji, której jest operatorem − przyznane spółce w ramach rundy APA 2013. W trakcie roku spółka zrezygnowała również z dwóch koncesji, zwracając je organom koncesyjnym. Ponadto spółka kontynuowała prace nad optymalizacją finansowania, obejmujące wcześniejszą spłatę zadłużenia finansowego.

Zgodnie z prognozą w 2015 roku wielkość wydobycia PGNiG w Norwegii wyniesie 510 tys. ton ropy naftowej (łącznie z NGL) i 0,4 mld m³ gazu ziemnego.

Złoże Skarv

Udziały: BP Norge AS (23,8%) – operator, PGNiG UI (11,9%), Statoil Petroleum AS (36,2%), E.ON E&P Norge AS (28,1%)

Złoże ropy naftowej i gazu ziemnego Skarv jest objęte koncesjami PL212, PL212B i PL262. Złoże Skarv odkryto w 1998 roku, a doprowadzenie go do obecnego stopnia zagospodarowania trwało 13 lat. Złoże to zagospodarowano wraz z pobliskim złożem Idun. W 2007 roku scalono koncesje na złożach Skarv i Idun, które obecnie określane są łącznie nazwą Skarv.

Złoże Skarv znajduje się ok. 210 km na zachód o wybrzeża Norwegii, gdzie głębokość wody wynosi ok. 350-450 m. Do zagospodarowania złoża wykorzystano nowoczesną pływającą platformę produkcyjną (FPSO – floating production, storage and offloading vessel), przystosowaną do pracy na wzburzonym morzu, którą podłączono do gazociągu umożliwiającego eksport wydobywanego surowca na rynki europejskie.

Szacuje się, że pozostałe w złożu Skarv zasoby wydobywalne to ok. 6,8 mln ton ropy naftowej, 3,9 mln ton NGL oraz 30,5 mld m³ gazu (według danych operatora na dzień 31 grudnia 2014 roku). Ponadto PGNiG UI dokonało, wraz z innymi udziałowcami koncesji, odkrycia dodatkowych zasobów, których eksploatacja będzie prowadzona przy użyciu istniejącej instalacji (m.in. Snadd North). W związku z odkryciem stan pozostałych zasobów wydobywalnych na obszarze koncesyjnym Skarv zwiększył się o około 46%. Zasoby przypadające PGNiG na obszarze koncesyjnym Skarv wynoszą obecnie 50,2 mln boe.

Szacuje się, że w nowo odkrytym złożu Snadd North znajduję się 9-16 mld m³ gazu ziemnego (PGNiG Upstream dysponuje udziałem na poziomie 11,9175%). W 2011 roku udziałowcy koncesji wykonali na złożu Snadd otwór eksploatacyjny celem oceny jakości złoża i jego możliwości produkcyjnych. W 2013 roku rozpoczęły się długoterminowe testy produkcyjne odwiertu, które potrwają do końca grudnia 2015 roku. Na podstawie jego wyników podjęta zostanie decyzja o dalszym zagospodarowaniu złoża.

Koncesja PL212E

Udziały: BP Norge AS (30%) – operator, PGNiG UI (15%), Statoil Petroleum AS (30%), E.ON E&P Norge AS (25%)

Koncesja PL212E została wydzielona z obszaru Skarv po podpisaniu umowy scalającej w 2007 roku. Program prac wskazany dla koncesji został zrealizowany.

W 2012 roku udziałowcy wykonali otwór poszukiwawczy, co doprowadziło do odkrycia nowego złoża gazu w obszarze koncesji PL212E (Snadd Outer). Odkryte złoże znajduje się w pobliżu złoża gazu Snadd North oraz graniczy ze złożem Skarv. Według wstępnych szacunków operatora zasoby wydobywalne na złożu Snadd Outer wynoszą 2-4 mld m³ gazu ziemnego.

Udziałowcy koncesji kończą prace nad kompleksową oceną zasobów złoża Snadd Outer, która ma umożliwić jego optymalne zagospodarowanie w przyszłości.

Złoże Gina Krog

Udziały: Statoil Petroleum AS AS (58,7%) – operator, PGNiG UI (8%), Total E&P Norge AS (30%), Det norske oljeseskap (3,3%)

Odkrycia złoża Gina Krog, wcześniej znanego pod nazwą Dagny, dokonała spółka Esso w 1974 roku. Złoże ropy naftowej i gazu Gina Krog zlokalizowane jest w centralnej części Morza Północnego, 250 km na zachód od Stavanger i 30 km na północny zachód od Sleipner. Projekt zagospodarowania złoża Gina Krog jest obecnie jednym z najważniejszych tego typu projektów realizowanych w Norwegii. Plan jego zagospodarowania (PDO) zakłada wielkość zasobów eksploatacyjnych brutto na poziomie 225 mln boe, a Statoil zamierza uczynić je przyszłym hubem naftowym na północny zachód od Sleipner. Zgodnie z projektem zagospodarowania na złożu umieszczona zostanie nowo wybudowana platforma do wstępnej obróbki surowca wraz z pływającą jednostką do jego przechowywania i przeładunku (FSO). Nadwodna część platformy powstaje właśnie w zakładach Daewoo w Korei Południowej. Platforma będzie mogła obsłużyć 20 otworów, a jej zdolności przerobowe to 10 000 Sm³/dobę oraz 9 mln Sm³/dobę w wypadku zatłaczania/eksportu gazu i 4000 Sm³/dobę w wypadku uzdatniania wydobytej wody.

Jednostka FSO, która powstała na bazie tankowca dowozowego, umożliwia przechowywanie ropy wydobytej ze złoża Gina Krog. Jednostka jest samodzielna i może pomieścić 860 tys. baryłek ropy naftowej. Eksport ropy będzie się odbywał przez Morze Północne, przy pomocy tankowców dowozowych. W celu stymulacji wydobycia ropy przewiduje się zatłaczanie gazu do złoża. Gaz przeznaczony do zatłaczania będzie początkowo importowany z Gassled. Wydobywany gaz jest transportowany do ośrodka Sleipner, gdzie jest poddawany separacji, a następnie kierowany do gazociągu Gassled. Wydobywany kondensat jest przesyłany poprzez Sleipner do Kårstø przy pomocy istniejącego rurociągu przeznaczonego do transportu kondensatu.

Złoże Vilje

Udziały: Det norske oljeselskap AS (46,9%) – operator, PGNiG UI (24,243%), Statoil Petroleum AS AS (28,8%)

Złoże Vilje usytuowane jest w granicach bloku 25/4 w norweskiej części Morza Północnego, ok. 20 km na północny wschód od złoża Alvheim i na północ od złoża Heimdal. Głębokość morza w tym obszarze wynosi 120 m. Skała zbiornikowa to turbidytowe piaskowce formacji Heimdal ze środkowego i późnego paleocenu, znajdujące się na głębokości 2100 m. Formacja Heimdal jest nieskonsolidowana i charakteryzuje się dużą porowatością, wysokim wskaźnikiem miąższości produktywnej i wysoką przepuszczalnością. Składające się na nią piaskowce są poddawane działaniu normalnego ciśnienia, a w złożu panują warunki wodno-naporowe.

Złoże Vilje jest udostępnione za pomocą trzech odwiertów horyzontalnych zagłowiczonych podwodnie i połączonych z jednostką eksploatacyjną. Surowiec wydobyty z podwodnych odwiertów kierowany jest do wstępnej obróbki na platformie Alvheim poprzez 19-kilometrowy rurociąg. Ropa transportowana jest z platformy tankowcami.

Złoże Vale

Udziały: Centrica Resources (Norge) AS (50%) – operator, PGNiG UI (24,243%), Lotos Exploration and Production Norge AS (25,8%)

Złoże Vale jest złożem gazowo-kondensatowym znajdującym się 16 km na północ od kopalni gazu Heimdal. Złoże odkryto w 1991 roku, a jego eksploatację rozpoczęto w 2002 roku. Głębokość morza na tym obszarze wynosi ok. 114-120 m. Plan zagospodarowania złoża Vale przewiduje pojedynczy odwiert zagłowiczony podwodnie i podłączony do platformy Heimdal. Zagospodarowanie złoża nie uwzględnia wykorzystania metod podtrzymujących ciśnienie złożowe. Co za tym idzie, przewiduje się eksploatację złoża do jego naturalnego sczerpania. Od południowego zachodu złoże sąsiaduje z pokładem wodonośnym, którego napór wspomaga proces eksploatacji.

Złoże Morvin

Udziały: Statoil Petroleum AS AS (64%) – operator, PGNiG UI (6%), Eni Norge AS (30%)

Złoże Morvin znajduje się na obszarze Morza Norweskiego. Złoże znajduje się w niewielkiej odległości od innych projektów – ok. 20 km na północ od obiektu Kristin i 15 km na zachód od platformy Åsgard B. Zbiornik leży na głębokości 4500-4800 m pod powierzchnią, natomiast głębokość morza na tym obszarze wynosi 360 m.

Złoże Morvin to złoże ropno-gazowe udostępnione za pomocą czterech horyzontalnych odwiertów eksploatacyjnych oraz dwóch płyt dennych podłączonych do platformy Åsgard B − półzanurzalnej pływającej jednostki produkcyjnej posiadającej urządzenia do obróbki gazu oraz do stabilizacji gazu i kondensatu.

Koncesja PL558

Udziały: E.ON E&P Norge AS (30%) – operator, PGNiG UI (30%), Det norske oljeselskap AS (10%), Petrolia Norway AS (10%), Petoro AS (20%)

Koncesja została pozyskana w ramach rozstrzygnięcia rundy licencyjnej APA 2009 na początku 2010 roku i jest zlokalizowana w bezpośrednim sąsiedztwie złoża Skarv. Bliskość platformy Skarv FPSO, w przypadku odkrycia węglowodorów, może zapewnić rentowny eksport gazu ziemnego i ropy naftowej.

W 2011 roku dokonano powtórnego przetworzenia danych sejsmicznych 3D i przeprowadzono ocenę koncesji. W 2012 roku udziałowcy koncesji podjęli decyzję o wierceniu w jurajskim obiekcie Terne. Odwiert Terne został wykonany, jednak w 2014 roku uznano go za odwiert negatywny, a wszystkie aktywowane nakłady związane z koncesją zostały spisane w koszty w grudniu 2014 roku. Spółka zdecydowała o zwolnieniu tej koncesji w I połowie 2015 roku.

Koncesja PL646

Udziały: Wintershall Norge AS (40%) – operator, PGNiG UI (20%), Lundin Norway AS (20%), Noreco Norway AS (20%)

Koncesja ta została przyznana w ramach Rundy Koncesyjnej APA 2011. PL646 znajduje się bezpośrednio na południe od koncesji PL558, w głównym obszarze działalności PGNiG. Na obszarze koncesji znajduje się jurajski obiekt poszukiwawczy Bogart i trzeciorzędowy potencjalny obiekt poszukiwawczy Bacall. W ramach obiektu Bogart stwierdzono wyinterpretowane na podstawie badań sejsmicznych odbicie od spągu złoża, charakterystyczne dla gazu ziemnego i płynu złożowego. Spółka przedłużyła termin zakończenia prac nad analizą złoża, ostatecznie przedstawiając ją w grudniu 2014 roku, to jest przed podjęciem decyzji o rozpoczęciu wierceń lub odstąpieniu od projektu w lutym 2015 roku. Ponieważ obiekty wydają się być niewielkie, prawdopodobna jest decyzja o zaprzestaniu prac. Oznacza to, że aktywowane nakłady na działalność prowadzoną w obrębie koncesji zostaną spisane.

Koncesja PL648S

Udziały: PGNiG UI (50%) – operator, OMV (Norge) AS (50%)

Koncesja PL648S, przyznana w ramach Rundy Koncesyjnej APA 2011, jest pierwszą koncesją, w ramach której spółka pełni funkcję operatora. Znajduje się ona bezpośrednio na północny zachód od złoża Skarv i jest ograniczona do płytkiej stratygrafii powyżej spągu utworów kredowych. W 2014 roku status obiektu poszukiwawczego Kraków został obniżony do poziomu potencjalnego obiektu poszukiwawczego. W tym samym czasie podjęto próby zagospodarowania starszego potencjalnego obiektu Warszawa w celu zmiany jego statusu na obiekt poszukiwawczy kwalifikujący się do wierceń. Ilości surowca w złożu były jednak zbyt małe, aby podjąć uzasadnioną ekonomicznie decyzję o rozpoczęciu wierceń. W związku z tym udziałowcy postanowili zrzec się koncesji w listopadzie 2014 roku. Wszystkie aktywowane nakłady na badania sejsmiczne zostały spisane w 2014 roku.

Koncesja PL702

Udziały: OMV (Norge) AS (60%) – operator, PGNiG UI (40%)

Koncesja PL702, przyznana w ramach 22 Rundy Koncesyjnej APA 2013, znajduje się w basenie Vøring na Morzu Norweskim. Koncesja leży ok. 120 km na południowy zachód od złoża Aasta Hansteen, w sprawie którego wydano pozwolenie na eksploatację. Na obszarze koncesji znajduje się obiekt poszukiwawczy Billing z okresu kredy, jak również kilka mniejszych potencjalnych obiektów poszukiwawczych w obrębie tej samej formacji. Billing to obiekt gazowy o wysokim potencjale, którego charakterystyka przypomina inne złoża gazu odkryte w tym regionie. W 2013 roku udziałowcy uzyskali dostęp do danych sejsmicznych 3D z obszaru koncesji. Oddali oni te dane do powtórnego przetworzenia i połączyli je z danymi z koncesji PL703. Termin przekazania wyników analizy się opóźnia − najprawdopodobniej zostaną one udostępnione przed końcem października 2015 roku. Złożono wniosek o przedłużenie terminu podjęcia decyzji o rozpoczęciu wierceń lub odstąpieniu od projektu do czerwca 2016 roku. Wniosek został już zatwierdzony przez właściwe ministerstwo.

Koncesja PL703

Udziały: OMV (Norge) AS (60%) – operator, PGNiG UI (40%)

Koncesja PL703, przyznana w ramach 22 Rundy Koncesyjnej APA 2013, znajduje się w basenie Vøring na Morzu Norweskim. Koncesja leży ok. 80 km na zachód od złoża Aasta Hansteen, w sprawie którego wydano pozwolenie na eksploatacje. Na obszarze koncesji znajduje się obiekt poszukiwawczy Loki z okresu kredy (wiek kampan), natomiast w głębszych warstwach stwierdzono obecność kilku potencjalnych obiektów poszukiwawczych w formacjach koniaku. Dane sejsmiczne dotyczące obiektu Loki wskazują na występowanie w jego obrębie wyraźnej anomalii geofizycznej, którą w tym regionie uznaje się zazwyczaj za związaną z obecnością gazu w złożu. Udziałowcy oddali dane sejsmiczne do powtórnego przetworzenia i połączyli je z danymi z koncesji PL702. Przyspieszone wyniki analizy będą dostępne w marcu 2015 roku, dzięki czemu możliwe będzie podjęcie decyzji o rozpoczęciu wierceń lub odstąpieniu od projektu w czerwcu 2015 roku. Według wstępnych ustaleń OMV Loki może być uznany za obiekt poszukiwawczy kwalifikujący się do wierceń. W takim wypadku decyzja o rozpoczęciu wierceń zostałaby podjęta już w połowie 2015 roku, mimo że udziałowcy mają na to czas do czerwca 2016 roku.

Koncesja PL707

Udziały: Edison Norge AS (50%) – operator, PGNiG UI (30%), North Energy AS (10%), Lime Petroleum Norway AS (10%)

Koncesja PL707, przyznana w ramach 22 Rundy Koncesyjnej APA 2013, leży w południowo-wschodniej części Morza Barentsa (tzw. Platforma Finnmark). Obszar ten znajduje się ok. 50 km od linii brzegu i 150 km na wschód od złoża Goliat. Ta część basenu uznawana jest za nieprzebadaną prowincję o potencjale roponośnym, w obrębie której w latach 80. i 90. wywiercono zaledwie kilka otworów o obiecujących wynikach. Poza PL707 jedynym obszarem koncesyjnym wyznaczonym w tym regionie jest PL708. Koncesja obejmuje obiekt poszukiwawczy Mungo w utworach permu, który wiąże się z budowlami węglanowymi (spikulit). Na obszarze koncesji w tej samej formacji stwierdzono również obecność kilku potencjalnych obiektów poszukiwawczych. W głębszych warstwach formacji karbonu widać również dodatkowe potencjalne obiekty poszukiwawcze. Dane sejsmiczne dotyczące obiektu Mungo wskazują na występowanie w jego obrębie wyraźnej anomalii geofizycznej, która świadczy o obecności węglowodorów. Odwiert wykonany na obszarze koncesji w latach 80. potwierdził istnienie tego obiektu. Prace na obszarze przebiegają zgodnie z planem, a decyzja o rozpoczęciu wierceń lub odstąpieniu od projektu podjęta zostanie w czerwcu 2015 roku. W 2015 roku Lundin prowadzi wiercenie otworu poszukiwawczego na podobnym obiekcie znajdującym się w obszarze sąsiedniej koncesji PL708. Odkrycie złóż węglowodorów umożliwiłoby uznanie Mungo za obiekt poszukiwawczy kwalifikujący się do wierceń.

Koncesja PL711

Udziały: Repsol Exploration Norge AS (40%) – operator, PGNiG UI (20%), OMV (Norge) AS (20%), Idemitsu Petroleum Norge AS (20%)

Koncesja PL711, przyznana w ramach 22 Rundy Koncesyjnej APA 2013, położona jest w południowo-zachodniej części Morza Barentsa, w obrębie Basenu Bjørnøyrenna, na zachód od wyniesienia Loppa, około 200 km od linii brzegu i 50 km na wschód od rejonu Johan Castrup, gdzie odkryto złoża węglowodorów. Ta część basenu uznawana jest za rozległą i do tej pory nieprzebadaną prowincję o potencjale gazonośnym. Na obszarze koncesyjnym znajduje się trzeciorzędowy obiekt poszukiwawczy Labbetuss z okresu eocenu oraz potencjalne obiekty poszukiwawcze z okresu kredy. W wyniku ponownej interpretacji danych obiekt Labbetuss uznano za anomalię diagenetyczną pozbawioną zasobów węglowodorów nadających się do ekonomicznie opłacalnej eksploatacji, w związku z czym prace skierowano na potencjalne obiekty poszukiwawcze w utworach kredy. Istnieje jednak niewielkie prawdopodobieństwo, że w wyniku tych prac zidentyfikowany zostanie cel wierceń. W związku z tym podjęto decyzję o spisaniu aktywowanych kosztów prac sejsmicznych wykonanych na koncesji PL711.

Koncesja PL756

Udziały: PGNiG UI (50%) – operator, Rocksource Exploration Norway AS (25%), Idemitsu Petroleum Norge AS (25%)

W styczniu 2014 roku PGNiG UI przyznano 50% udziałów i status operatora na koncesji PL756 na Morzu Norweskim. Koncesja PL756 zlokalizowana jest bezpośrednio przy południowo-zachodniej granicy złoża Heidrun oraz przy wschodniej granicy złoża Smørbukk. Na obszarze koncesyjnym znajduje się obiekt poszukiwawczy Reodor − pułapka strukturalna pochodząca z okresu jury w postaci skrzydła wiszącego uskoku, której obecność potwierdzają wartości amplitudy. Na obszarze koncesyjnym występują również młodsze utwory z okresu kredy, stanowiące potencjalne obiekty poszukiwawcze. W 2015 roku prowadzone będą prace zmierzające do oceny obiektu Reodor pod kątem zasadności wierceń. Następnie w lutym 2016 roku podjęta zostanie decyzja o rozpoczęciu wierceń lub odstąpieniu od projektu. W styczniu 2015 roku w ramach koncesji zakupione zostaną wyższej jakości dane sejsmiczne, umożliwiające dokładniejsze zobrazowanie obiektu.

Koncesja PL799

Udziały: PGNiG UI (40%) – operator, Statoil Petroleum AS (20%), VNG Norge AS (20%), Explora Petroleum AS (20%)

W styczniu 2015 roku PGNiG UI przyznano 40% udziałów i status operatora na koncesji PL799 na Morzu Norweskim. Koncesja PL799 zlokalizowana jest bezpośrednio przy zachodniej granicy złoża Skarv. Na obszarze koncesji znajduje się obiekt poszukiwawczy Toruń, zlokalizowany w formacji Lysing, oraz potencjalny obiekt poszukiwawczy Warszawa South, zlokalizowany w formacji Lange.

Kwestia migracji węglowodorów do obiektów poszukiwawczych jest głównym źródłem ryzyka. Zostanie ona zbadana z wykorzystaniem najnowszych danych sejsmicznych 3D pozyskanych w technologii Geostreamer. Decyzja o rozpoczęciu wierceń lub zaprzestaniu prac ma zostać podjęta w ciągu dwóch lat od daty przyznania koncesji (najpóźniej w I kwartale 2017 roku).

Koncesje PGNiG poza Europą

Pakistan

PGNiG prowadzi prace poszukiwawcze w Pakistanie na podstawie umowy na poszukiwanie i eksploatację węglowodorów na obszarze koncesji Kirthar, zawartej w dniu 18 maja 2005 roku pomiędzy PGNiG a rządem Pakistanu. Prace poszukiwawcze w obszarze bloku Kirthar prowadzone są wspólnie z Pakistan Petroleum Ltd., zgodnie z podziałem udziałów i kosztów PGNiG (operator) – 70%, Pakistan Petroleum Ltd. – 30%.

W dniu 6 lipca 2012 roku pakistański organ koncesyjny (Directorate General of Petroleum Concessions) zakwalifikował złoże Rehman jako niekonwencjonalne (tight gas). Uprawnia to udziałowców do zwiększenia ceny gazu o 50% w stosunku do ceny gazu ze złóż konwencjonalnych.

W 2012 roku PGNiG podjęło decyzję o wejściu w II etap poszukiwawczy na koncesji Kirthar, w ramach którego odwiercone zostaną nowe otwory poszukiwawcze. W 2013 roku zakończono budowę gazociągów i tymczasowych instalacji napowierzchniowych oraz rozpoczęto testowe wydobycie otworów Rehman-1 i Hallel X-1.

W 2014 roku PGNiG rozpoczęło prace przygotowawcze do wiercenia otworów rozpoznawczych Rehman-2 i Rehman-3 (planowanych do wykonania w 2015 i 2016 roku). Natomiast w związku z atakami w rejonie wiercenia otworu poszukiwawczego Rizq-1 PGNiG dwukrotnie przerywała prace i zgłaszała wystąpienie siły wyższej. Prace na otworze Rizq-1 zostały wznowione w końcu grudnia 2014 roku. Eksploatacja odwiertów Rehman-1 i Hallel X-1 przebiegała bez zakłóceń, a wydobyty gaz dostarczany był do pakistańskiej sieci przesyłowej.

Libia

W lutym 2008 roku spółka POGC Libya, podpisała umowę EPSA (Exploration and Production Sharing Agreement) z libijską firmą National Oil Corporation, pozwalającą na prowadzenie prac poszukiwawczych na koncesji poszukiwawczo-wydobywczej nr 113 o powierzchni 5,5 tys. km2. Koncesja zlokalizowana jest w basenie naftowym Murzuq w rejonie zachodniej Libii.

Dotychczas w ramach realizacji zobowiązań poszukiwawczych spółka wykonała ponad 3000 km sejsmiki 2D, ponad 1000 km2 sejsmiki 3D oraz zrealizowała dwa pozytywne odwierty poszukiwawcze. Wyniki wierceń zostały potwierdzone przez National Oil Corporation.

Od stycznia 2014 roku, ze względu na napiętą sytuację polityczną i wzrastające zagrożenie dla bezpieczeństwa pracowników, spółka nie realizuje prac poszukiwawczych w Libii.

Usługi geologiczne i wiertnicze za granicą

Na rynkach zagranicznych prowadzono sejsmiczne prace polowe (akwizycję danych sejsmicznych) i prace geofizyki wiertniczej dla kontrahentów m.in. z Węgier, Niemiec, Słowacji, Serbii, Tunezji, Omanu i Gruzji, a także świadczono usługi przetwarzania danych sejsmicznych i ich interpretacji, m.in. dla odbiorców z Pakistanu, Francji, Jemenu, Wielkiej Brytanii, Kenii i Kamerunu.

W zakresie usług specjalistycznych serwisów górnictwa otworowego za granicą, spółki wykonywały m.in. usługi serwisu cementacyjnego w Rumunii i na Litwie, coiled tubing i urządzeń azotowych oraz mud logging na Ukrainie, a także likwidacje i rekonstrukcje odwiertów w Czechach.

Natomiast na rynkach zagranicznych wykonywano wiercenia w poszukiwaniu konwencjonalnych złóż węglowodorów dla odbiorów zewnętrznych m.in. w Ugandzie, Etiopii, Pakistanie, Kazachstanie, Egipcie i na Litwie. Ponadto segment realizował kontrakty na wiercenia eksploatacyjne. Wiercenia te prowadzone były w kraju dla PGNiG, a za granicą dla kontrahentów zewnętrznych, głównie w Kazachstanie, Pakistanie i na Ukrainie.

Likwidacja odwiertów i kopanek

Zgodnie z ustawą Prawo geologiczne i górnicze PGNiG zobowiązana jest do likwidacji wyeksploatowanych wyrobisk górniczych, usunięcia zagrożenia i szkód wyrządzonych działalnością górniczą oraz do przywrócenia terenu do stanu sprzed rozpoczęcia działalności górniczej. Poprzez likwidację odwiertów i kopanek zapobiega się wyciekom ropy naftowej oraz gazu ziemnego na powierzchnię oraz do cieków wodnych. Ponadto nielikwidowane odwierty gazowe stwarzają możliwość nagromadzenia się ulatniającego gazu, co stwarza zagrożenie wybuchem pożaru. W 2014 roku zlikwidowano 45 odwiertów i 34 kopanki.

System handlu uprawnieniami do emisji dwutlenku węgla

W 2014 roku w systemie handlu uprawnieniami do emisji CO₂ (SHUE) uczestniczyły instalacje oddziałów PGNiG w Odolanowie i w Zielonej Górze oraz instalacje gazu KPMG Mogilno, KRNiGZ LMG i PMG Wierzchowice oraz KPMG Kosakowo. W 2014 roku emisja CO₂ z powyższych instalacji wyniosła 146,6 tys. Mg. Przy czym wielkość ta będzie zweryfikowana i potwierdzona przez akredytowanego weryfikatora do dnia 31 marca 2015 roku. W 2014 roku PGNiG przeprowadziła weryfikację rocznych raportów emisji CO₂ za rok 2013. Emisja CO₂ z instalacji uczestniczących w systemie w 2013 roku wyniosła 84,9 tys. Mg. Po zbilansowaniu wielkości emisji CO₂ z posiadanymi uprawnieniami i umorzeniu wykorzystanych przydziałów z 2013 roku wykazano niedobór 23,8 tys. Mg CO₂. Brakującą ilość uprawnień do emisji CO₂ pokryto z rezerwy uprawnień zgromadzonych na rachunkach instalacji należących do PGNiG (niewykorzystany darmowy przydział z lat ubiegłych) oraz z zakupu na giełdzie ICE Futures Europe (Intercontinental Exchange Futures Europe).

W obecnym okresie rozliczeniowym (lata 2013-2020) przydziały darmowych uprawnień do emisji CO₂ tylko w części pokrywają rzeczywistą emisję. Przydziały te z roku na rok będą systematycznie maleć, aż do zerowych w roku 2027.

Rekultywacje i badania na majątku nieprodukcyjnym

Zgodnie z ustawą Prawo ochrony środowiska PGNiG prowadzi prace badawczo-rozpoznawcze i rekultywacyjne na obszarach zanieczyszczonych wskutek przeszłej działalności (m.in. gazownictwa klasycznego) w celu przywrócenia nieruchomości do stanu określonego standardami jakości środowiska. W 2014 roku nie zlecono prac rekultywacyjnych na terenach zanieczyszczonych.

Prowadzone są badania monitoringowe stanu środowiska gruntowo-wodnego zrekultywowanego składowiska odpadów w Zabrzu-Biskupicach i nieruchomości w Zabrzu. W 2014 roku Dział Ochrony Środowiska przygotował dokumenty do postępowań dot. przeprowadzenia rekultywacji na terenie nieruchomości zanieczyszczonych położonych w Czersku, Reszlu i Szprotawie. Jednostką prowadzącą przetargi w zakresie rekultywacji jest obecnie Departament Administracji i Majątku.

REACH i CLP

W 2014 roku PGNiG prowadziła nadzór w zakresie spełniania przez podwykonawców, stosujących substancje chemiczne w zabiegach w otworach wiertniczych, wymagań rozporządzeń Parlamentu Europejskiego i Rady Unii Europejskiej w zakresie bezpiecznego stosowania chemikaliów (REACH) oraz klasyfikacji, oznakowania i pakowania substancji i mieszanin chemicznych (CLP). Spółka opracowała również zapisy do umów na serwisy szczelinowania hydraulicznego, płuczkowy i cementacyjny w zakresie stosowania substancji i mieszanin chemicznych, które umożliwią kontrolę zagrożeń oraz będą ujmowały wszystkie obowiązki wynikające z prawa unijnego i krajowego.

Ochrona środowiska w działalności wiertniczej

Prace wiertnicze realizowane w poszukiwaniu i wydobyciu węglowodorów oddziałują na środowisko na obszarze swojego działania (w przybliżeniu dla jednego otworu jest to powierzchnia jednego hektara). Wiercenie otworów powoduje czasową zmianę charakteru gruntu, zwiększoną emisję gazów i spalin oraz natężenia hałasu, a także wytwarzanie odpadów.

W celu ochrony powierzchni ziemi zdejmowana jest wierzchnia warstwa gleby, wykorzystana później przy rekultywacji gruntu. Urządzenie wiertnicze umieszczone jest na szczelnie izolowanym podłożu. Zbiorniki na olej napędowy i pojemniki na odpady i substancje niebezpieczne umieszczane są w specjalnych kontenerach. Do sporządzania płuczek wiertniczych używane są substancje i mieszaniny chemiczne spełniające wymogi prawa polskiego oraz europejskiego (w tym Ustawy o substancjach chemicznych i ich mieszaninach (Dz.U. z 2011 r. Nr 63 poz. 322) oraz rozporządzeń REACH i CLP). Poza wodą (około 25%) największy masowy udział w płuczce mają składniki organiczne (polimery). Powstające odpady wydobywcze oraz ścieki socjalne gromadzone są w szczelnych zbiornikach i sukcesywnie przekazywane do uprawnionych do ich zagospodarowania podmiotów.

Emisja gazów i spalin do atmosfery ograniczana jest poprzez utrzymywanie wysokiej sprawności silników urządzeń wiertniczych i stosowanie do ich napędu paliwa dobrej jakości. Przeprowadzane badania jakościowej i ilościowej emisji zanieczyszczeń do powietrza oraz rozkładu ich rozprzestrzeniania się wykazują, że w rejonie prowadzonych prac wiertniczych dotrzymywane są wszystkie dopuszczalne normy stężeń zanieczyszczeń w powietrzu.

Natężenie hałasu zmniejszane jest poprzez eksploatację urządzeń wytwarzających mniej hałasu, a w przypadku przekroczenia norm emisji stosowane są środki ochrony akustycznej, np. przez obudowanie ześlizgu i poślizgu na urządzeniach wiertniczych.

W celu minimalizacji ilości odpadów wydobywczych stosowane są m.in. urządzenia (siatki na sitach wibracyjnych, wirówka, odmulacz i odpiaszczacz) pozwalające na odzysk płuczki wiertniczej. Natomiast ilość odpadów związanych z eksploatacją urządzeń wiertniczych obniżana jest przez stosowanie nowoczesnych olejów silnikowych, przekładniowych i smarowych o wydłużonym czasie używania. Stosowanie paliw najwyższej jakości w nowej generacji agregatach prądotwórczych chroni filtry przed nadmiernym ich zanieczyszczeniem i wydłuża ich żywotność. Zużyte filtry stanowią odpad niebezpieczny. Odpady wytworzone na terenie wiertni magazynowane są w sposób zapewniający ochronę środowiska oraz zdrowia ludzi. Odpady magazynowane są z zachowaniem zasady segregacji. Miejsca magazynowania wszystkich odpadów na terenie wiertni są odpowiednio oznaczone i objęte stałym nadzorem.

W 2014 roku nakłady poniesione przez Exalo Drilling na przedsięwzięcia ograniczające wpływ prowadzonej działalności wiertniczej na środowisko wyniosły ok. 16,68 mln zł. Środki te zostały przeznaczone głównie na inwestycje umożliwiające zmniejszenie ilości odpadów wydobywczych oraz ograniczenie emisji do środowiska, w tym m.in. na wyposażenie urządzeń wiertniczych w nowoczesne agregaty prądotwórcze, zbiorniki paliwowe, sita wibracyjne, zbiorniki płuczkowe i odpadowe oraz na uruchomienie mobilnego systemu wyparnego umożliwiającego unieszkodliwienie odpadów. Wyposażenie urządzeń wiertniczych w nowoczesny sprzęt pozwala na dotrzymanie obowiązujących standardów techniczno-dozorowych oraz standardów środowiskowych.

Prace poszukiwawcze w Polsce

W 2015 roku PGNiG prowadzić będzie prace poszukiwawcze geofizyczne i wiertnicze obejmujące obiekty poszukiwawcze rozmieszczone na obszarze Karpat, Przedgórza Karpat i Niżu Polskiego. Prace te prowadzone będą zarówno we własnym zakresie, jak i we współpracy z innymi podmiotami.

Ponadto Spółka planuje m.in. realizację zadań pozwalających otworzyć nowe, słabo rozpoznane obszary poszukiwania. Na Pomorzu Spółka planuje wiercenia 3 otworów poziomych oraz przeprowadzenie w nich zabiegów szczelinowania. W ramach poszukiwania złóż węglowodorów w utworach karbonu, które stanowi nowy kierunek poszukiwania złóż, Spółka planuje odwiercenie dwóch otworów.

Prace poszukiwawcze za granicą

W Pakistanie, w celu weryfikacji potencjału złożowego struktury położonej na północ od odkrytego złoża Kirthar, PGNiG kontynuować będzie wiercenie otworu Rizq-1, a także prace na odwiertach Rehman-2 i Rehman-3.

Na Norweskim Szelfie Kontynentalnym PGNiG UI kontynuować będzie, jako partner, wydobycie węglowodorów ze złoża Skarv i nowo nabytych złóż, zagospodarowanie złóż Snadd i Gina Krog oraz prace przygotowawcze do drugiej fazy wierceń na złożu Skarv. PGNiG UI planuje również pozyskanie nowych obszarów koncesyjnych poprzez udział w corocznych rundach koncesyjnych lub akwizycję od innych podmiotów. W przyszłości spółka nie wyklucza uczestnictwa, jako partner, w wierceniach prowadzonych na tzw. głębokim morzu (poniżej 1 tys. m) oraz w strefie arktycznej. Wynika to między innymi z faktu posiadania udziałów w dwóch koncesjach w tzw. Basenie Vøring na szelfie Morza Norweskiego (PL702 i PL703), gdzie głębokość wody morskiej przekracza 1 tys. m i w dwóch koncesjach (PL707 i PL711) na szelfie Morza Barentsa, położonym w strefie arktycznej.

​

Wydobycie gazu ziemnego i ropy naftowej

Grupa PGNiG realizuje program inwestycyjny mający na celu utrzymanie w dłuższej perspektywie zdolności wydobywczych gazu ziemnego. W ramach programu planuje się zagospodarowanie nowych złóż i odwiertów, modernizację i rozbudowę istniejących kopalni gazu ziemnego oraz budowę i rozbudowę już istniejących podziemnych magazynów gazu.

W 2015 roku Grupa PGNiG planuje wydobycie ok. 4,5 mld m³ gazu w przeliczeniu na gaz wysokometanowy o cieple spalania 39,5 MJ/m³, z tego 0,4 mld m³ ze złóż na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. W 2015 roku na obszarze działania Oddziału w Sanoku planuje się włączenie do eksploatacji 2 odwiertów na złożu już eksploatowanym, tj. na złożu Przemyśl, oraz oddanie do eksploatacji nowego złoża Załęże. Na obszarze działania Oddziału w Zielonej Górze planuje się podłączyć odwierty na złożach Zaniemyśl, Daszewo i Wilków.

W 2015 roku Grupa PGNiG planuje wydobycie 1,27 mln ton ropy naftowej, z tego 0,76 mln ton ze złóż krajowych i 0,51 mln ton na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.

Działalność usługowa

W 2015 roku Grupa PGNiG będzie świadczyła usługi wiertnicze w kraju i za granicą. W kraju segment wykonywać będzie wiercenia dla PGNiG i dla kontrahentów zewnętrznych. Za granicą wykonywane będą usługi dla PGNiG w Pakistanie i dla kontrahentów zewnętrznych, m.in. w Egipcie, Kazachstanie, Pakistanie, Arabii Saudyjskiej, Botswanie, Czechach, na Litwie i Ukrainie.

Prace specjalistycznych serwisów górnictwa otworowego planowane są w kraju, przede wszystkim dla PGNiG, oraz dla firm zagranicznych posiadających koncesje na poszukiwanie surowców mineralnych (głównie węglowodorów), a za granicą dla kontrahentów zewnętrznych, m.in. w Chorwacji, Rumunii, Czechach, Arabii Saudyjskiej, na Ukrainie, Litwie i Białorusi.

Ponadto segment wykonywać będzie usługi akwizycji, przetwarzania i interpretacji danych sejsmicznych dla PGNiG i kontrahentów zewnętrznych (m.in. FX Energy Poland Sp. z o.o., Orlen Upstream Sp. z o.o.). Na rynkach zagranicznych Grupa PGNiG planuje świadczyć usługi geofizyczne na terenie m.in. Tunezji, Omanu, Pakistanu, Kenii, Kamerunu, Jemenu, Indii, Gruzji oraz krajów członkowskich Unii Europejskiej (m.in. Czech, Słowacji, Austrii, Niemiec, Danii, Węgier i Chorwacji).