Poszukiwanie i wydobycie
Rok 2012 przyniósł uruchomienie wydobycia ze złoża Skarv na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, a także finalizację prac przy budowie kopalni Lubiatów–Międzychód–Grotów. Prace poszukiwawcze były prowadzone zarówno w Polsce, jak i poza nią: w Norwegii, Pakistanie, Danii, Egipcie i Libii. Osiągnięty został wzrost wydobycia ropy naftowej o 5%, przy stabilnym poziomie wydobycia gazu ziemnego.
Najważniejsze osiągnięcia 2012 roku:
- Uruchomienie wydobycia ze złoża Skarv na Norweskim Szelfie Kontynentalnym;
- Przystąpienie do rozruchu kopalni LMG;
- Połączenie spółek wiertniczych i utworzenie PGNiG Poszukiwania.
W ramach segmentu Poszukiwanie i Wydobycie Grupa PGNiG podejmuje działania obejmujące badania geofizyczne i geologiczne, wiercenie otworów i eksploatację złóż gazu ziemnego oraz ropy naftowej. Obecnie Grupa PGNiG wydobywa gaz ziemny i ropę naftową w Polsce i w Norwegii. Segment na swoje potrzeby wykorzystuje również pojemności magazynów gazu w Bonikowie, Brzeźnicy, Daszewie, Strachocinie i Swarzowie.
Wyniki finansowe
Segment Poszukiwanie i Wydobycie generuje przychody głównie z nieregulowanej sprzedaży gazu ziemnego i ropy naftowej, a także ze świadczonych usług geologiczno-geofizycznych oraz wiertniczych i serwisowych.
Zysk operacyjny segmentu w 2012 roku wyniósł 1,35 mld zł, o 38 mln zł, czyli blisko 3%, więcej niż w 2011 roku. Ten dobry wynik został osiągnięty dzięki wzrostowi wydobycia i sprzedaży ropy naftowej, będącego rezultatem podłączenia nowych odwiertów na złożu Barnówko–Mostno–Buszewo oraz wysokiej sprawności dotychczasowych odwiertów. Zwiększenie notowań ropy Brent do poziomu około 110 USD/baryłkę miało bezpośredni wpływ na wynik operacyjny segmentu. Czynnikiem jednorazowym, obniżającym wynik operacyjny, było zawiązanie odpisów aktualizacyjnych, dotyczących środków trwałych, które, zgodnie z przyjętymi procedurami, zostały poddane testowi na utratę wartości.
Prace geologiczne, geofizyczne oraz wiertnicze i serwisowe
Poszukiwanie złóż gazu ziemnego i ropy naftowej prowadzone jest zarówno w Polsce, jak i za granicą. Prace w tym zakresie dotyczą analizy danych historycznych, analizy danych geologicznych, badań sejsmicznych oraz wierceń.
- Usługi wiertnicze – wykonywane były przez PGNiG oraz spółki PNiG Jasło, PNiG Kraków oraz PNiG Nafta;
- Usługi geologiczne – sejsmika polowa, przetwarzanie i interpretacja danych sejsmicznych oraz pomiary geofizyczne wykonywane były przez spółki Geofizyka Kraków oraz Geofizyka Toruń;
- Usługi serwisowe – specjalistyczny serwis niezbędny do realizacji zadań poszukiwawczych i eksploatacyjnych, wykonywane były przez Poszukiwania Naftowe „Diament” oraz Zakład Robót Górniczych „Krosno”.
Na koniec 2012 roku PGNiG posiadało 95 koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż gazu ziemnego i ropy naftowej o łącznej powierzchni około 62,36 tys. km², 225 koncesji na wydobywanie gazu ziemnego i ropy naftowej w kraju, 9 koncesji na podziemne magazynowanie gazu, a także 3 koncesje na składowanie odpadów i 1 koncesję na rozpoznawanie złoża soli kamiennej. W trakcie 2012 roku Ministerstwo Środowiska przedłużyło PGNiG 23 koncesje na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu. Ponadto 7 koncesji eksploatacyjnych zostało zmienionych, 1 udzielona, i 1 została wygaszona.
Grupa PGNiG prowadziła prace w 28 otworach na terenie Karpat, Przedgórza Karpat oraz na Niżu Polskim. Spośród 23 odwiertów o znanych wynikach złożowych, 11 odwiertów zakwalifikowano jako pozytywne (z tego 9 gazowych i 2 gazowo-ropne), a pozostałe 12 odwiertów uzyskało ocenę negatywną.
W 2012 roku na obszarach koncesyjnych PGNiG na terenie Karpat, Przedgórza Karpat i na Niżu Polskim prowadzone były prace geofizyczne, w ramach których wykonano 1562,17 km prac sejsmicznych 2D oraz sejsmikę 3D na powierzchni 468,51 km².
Konsolidacja spółek poszukiwawczych i serwisowych
W grudniu 2012 roku został zakończony proces konsolidacji spółek poszukiwawczych i serwisowych w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie. PGNiG Poszukiwania SA została połączona ze spółkami: PNiG Kraków SA, PNiG NAFTA SA, PNiG Jasło SA, PN „Diament” Sp. z o.o. i ZRG Krosno Sp. z o.o. Cały majątek spółek przejmowanych został przeniesiony do PGNiG Poszukiwania SA. W dniu 6 lutego 2013 roku spółka zmieniła nazwę na Exalo Drilling S.A.
Gaz ze złóż niekonwencjonalnych
Niekonwencjonalnymi źródłami gazu są łupki („shale gas”) oraz skały (piaskowce i wapienie), w których gaz występuje w izolowanych porach, tzw. „tight gas”. Skały, w których występuje tzw. niekonwencjonalny gaz ziemny, znajdują się na całej kuli ziemskiej, jednakże na skalę przemysłową wykorzystywane są jedynie w Stanach Zjednoczonych. Wydobycie gazu z łupków w tym kraju rośnie bardzo intensywnie – w 1996 roku wynosiło 8,5 mld m³, a w 2006 roku było to już 25 mld m³.
Również w Polsce obserwuje się znaczące zainteresowanie gazem z łupków, który według szacunków zalega na głębokościach od 3000 m do 4500 m w strefie ciągnącej się skośnym pasem od środkowego Pomorza po Lubelszczyznę, a także na obszarze leżącym na przedpolu Sudetów. W ostatnich latach Ministerstwo Środowiska wydało około 40 podmiotom ponad 100 koncesji na poszukiwanie gazu niekonwencjonalnego w Polsce, z czego 15 koncesji posiada PGNiG. Wstępne wyniki zabiegu oraz analiz wskazały na występowanie gazu w łupkach na Pomorzu. W 2012 roku wykonano otwór poziomy Lubocino 2-H, w którym to w grudniu tego samego roku rozpoczęto zabiegi szczelinowania hydraulicznego utworów ordowiku. Przeprowadzono także zabieg szczelinowania w skałach syluru w otworze pionowym Lubocino-1. Na koncesji Tomaszów Lubelski natomiast wykonano odwiert Lubycza Królewska-1, który jest pierwszym otworem ukierunkowanym na rozpoznanie możliwości występowania gazu w łupkach na koncesjach posiadanych przez PGNiG na obszarze południowej Lubelszczyzny.
Również w 2012 roku, na koncesji Wejherowo, wykonano odwiert Opalino-2, z którym wiązały się dwa cele poszukiwawcze: zlokalizowanie gazu z łupków w utworach dolnego paleozoiku (sylur i ordowik) oraz gazu konwencjonalnego w piaskowcach górnego kambru. Otworem tym do tej pory odkryto złoże gazu w kambrze, a także pobrano materiał do badań dotyczących potencjału występowania gazu z łupków w wyżej zalegających skałach syluru i ordowiku.
Poza projektami prowadzonymi samodzielnie, w dniu 4 lipca 2012 roku, PGNiG podpisało umowę ramową w zakresie poszukiwania i wydobycia gazu ziemnego oraz ropy naftowej z łupków na obszarze koncesji Wejherowo z czterema innymi polskimi spółkami: TAURON Polska Energia SA, KGHM Polska Miedź SA, PGE Polska Grupa Energetyczna SA i Enea SA. Zgodnie z umową wspólne prace będą prowadzone między innymi w rejonie Kochanowa, Częstkowa i Tępcza, na części należącej do PGNiG koncesji Wejherowo, na której wstępne badania potwierdziły występowanie niekonwencjonalnych złóż gazu. Współpraca spółek na koncesji Wejherowo obejmie obszar o powierzchni około 160 km². Szacowane nakłady na projekt Kochanowo–Częstkowo–Tępcz (KCT) wyniosą maksymalnie 1,7 mld zł. Na etapie prac poszukiwawczo-rozpoznawczych operatorem będzie PGNiG.
Zasoby
Wielkość zasobów w Polsce jest oceniana przez Komisję Zasobów Kopalin i akceptowana przez Ministerstwo Środowiska. Całkowity stan zasobów gazu ziemnego i ropy naftowej na koniec 2012 roku wynosił łącznie 727 mln boe, z czego 576 mln boe (89 mld m³) to gaz ziemny, a 151 mln boe (20,7 mln ton) to ropa naftowa łącznie z kondensatem. Wskaźnik R/P, obrazujący całkowite rezerwy do wielkości produkcji, wyniósł w 2012 roku 23,1.
Wydobycie
W 2012 roku łączne wydobycie gazu ziemnego oraz ropy naftowej wraz z kondensatem osiągnęło poziom 31,42 mln boe, z czego 89% stanowił gaz ziemny, a 11% ropa naftowa wraz z kondensatem. Wielkości produkcji wynoszą odpowiednio 4,32 mld m³ gazu ziemnego (27,83 mln boe) oraz 491,6 tys. ton ropy naftowej wraz z kondensatem (3,59 mln boe). Wydobycie surowców odbywa się na terenie północno-zachodniej i południowo-wschodniej Polski w ramach dwóch oddziałów PGNiG – w Zielonej Górze i Sanoku.
PGNiG wydobywa dwa rodzaje gazu, różniące się pomiędzy sobą kalorycznością – gaz wysokometanowy oraz gaz zaazotowany – w 69 kopalniach zlokalizowanych na terenie Polski. W 2012 roku Oddział w Sanoku pozyskiwał gaz ziemny wysokometanowy i zaazotowany oraz ropę naftową w 46 kopalniach, w tym w 26 kopalniach gazowych i 20 ropno-gazowych. Oddział w Zielonej Górze wydobywa ropę naftową i gaz ziemny zaazotowany w 23 kopalniach, w tym w 14 gazowych i 9 ropno-gazowych. Część gazu zaazotowanego podlega dalszej obróbce w odazotowniach w Odolanowie oraz w Grodzisku Wielkopolskim. Po zakończeniu procesu odazotowania gaz ziemny przesyłany jest do systemu gazu wysokometanowego. W 2012 roku, w wyniku przetwarzania gazu ziemnego zaazotowanego, otrzymano 1,42 mld m³ gazu ziemnego wysokometanowego. W efekcie powyższego procesu technologicznego otrzymuje się także produkty uboczne, tj.: skroplony gaz ziemny (LNG), ciekły i gazowy hel, a także ciekły azot.
Dla utrzymania poziomu wydobycia węglowodorów lub ograniczenia jego naturalnego spadku w 2012 roku przeprowadzono łącznie remonty 24 odwiertów, których stan techniczny nie pozwalał na dalszą eksploatację. Z 19 spośród nich uzyskano przemysłowy przypływ węglowodorów, 2 odwierty przeznaczono do zatłaczania wód złożowych, a w 3 otworach prace remontowe wykonano na potrzeby PMG. Ponadto w 2012 roku wykonano łącznie 63 obróbki odwiertów, których głównym celem było utrzymanie lub poprawa zdolności wydobywczych odwiertów eksploatacyjnych lub przywrócenie sprawności technicznej wgłębnych urządzeń wydobywczych. Obróbki wykonywano również w odwiertach na rzecz PMG oraz w odwiertach do zatłaczania wód złożowych.
Ropa naftowa wydobywana jest głównie na terenie zachodniej Polski, w tym na największym obecnie złożu BMB (Barnówko–Mostno–Buszewo), z którego w 2012 roku pochodziło 75% całkowitej produkcji tego surowca (361 tys. ton). W 2012 roku wydobycie ropy naftowej wraz z kondensatem wyniosło 491,6 tys. ton. Oznacza to wzrost w stosunku do roku ubiegłego o 24 tys. ton (5%), kiedy to wydobycie wyniosło 467,6 tys. ton.
Od kilku lat jednym z głównych projektów realizowanych w Polsce, mającym na celu zwiększenie wydobycia przede wszystkim ropy naftowej oraz, w mniejszym stopniu, gazu ziemnego, było zagospodarowanie złóż Lubiatów–Międzychód–Grotów (LMG) w okolicach Gorzowa Wielkopolskiego (ich rozruch technologiczny nastąpił na początku grudnia 2012 roku). W ramach tego projektu PGNiG prowadziło budowę Ośrodka Centralnego LMG, będącego miejscem zbioru, rozdziału i uzdatniania płynów złożowych, a także budowę terminalu ekspedycyjnego w miejscowości Wierzbno, umożliwiającego odbiór i wysyłkę ropy naftowej. Surowiec ten będzie transportowany cysternami kolejowymi oraz tłoczony do rurociągu „Przyjaźń”, którym surowiec płynie do Niemiec. Dodatkowo nadwyżki produkcji gazu ziemnego będą przekazywane gazociągiem łączącym kopalnię z odazotownią w Grodzisku Wielkopolskim. W marcu 2013 roku nastąpiło oficjalne oddanie do eksploatacji kopalni LMG, co pozwoli na niemal dwukrotne zwiększenie produkcji ropy naftowej w kraju.
Ekspansja zagraniczna Grupy PGNiG rozpoczęła się w 2007 roku wraz z zakupem udziałów w koncesji poszukiwawczo-wydobywczej Skarv/Snadd/Idun na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. W grudniu 2012 roku rozpoczęto produkcję z tego złoża. W 2013 roku planowane jest wydobycie na poziomie ok. 100 mln m³ gazu ziemnego oraz około 370 tys. ton ropy naftowej wraz z innymi frakcjami. Gaz ziemny będzie transportowany do Europy kontynentalnej, a ropa naftowa sprzedawana od razu „na głowicy”.
Sprzedaż
Sprzedaż gazu ziemnego przez PGNiG w ramach segmentu Poszukiwanie i Wydobycie realizowana jest bezpośrednio ze złóż (z pominięciem systemu przesyłowego) dedykowanymi gazociągami do konkretnych klientów. Sprzedaż odbywa się na zasadach wolnorynkowych, a warunki dostaw gazu (w tym cena gazu) są indywidualnie negocjowane pomiędzy PGNiG a klientem, w zależności od charakterystyki danego projektu. Głównymi klientami, dokonującymi zakupu gazu ziemnego bezpośrednio ze złóż, są przedsiębiorstwa przemysłowe (w tym między innymi: Elektrociepłownia Zielona Góra SA, PGE Górnictwo i Energetyka Konwencjonalna SA, Zakłady Azotowe w Tarnowie-Mościcach SA, Arctic Paper Kostrzyn SA). 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.
W 2012 roku bezpośrednia sprzedaż gazu ziemnego przez PGNiG stanowiła około 5% całkowitego wolumenu sprzedaży i wyniosła 723,4 mln m³, czyli o 6,1% więcej niż w 2011 roku. Sprzedaży bezpośrednio ze złóż podlega zarówno gaz wysokometanowy, jak i zaazotowany – w 2012 roku było to odpowiednio 72,0 mln m³ oraz 651,4 mln m³ (w przeliczeniu na gaz ziemny wysokometanowy).
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 2012 roku jako:
- sprzedaż rurociągową do odbiorcy zagranicznego;
- sprzedaż transportem kolejowym i samochodowym do odbiorców krajowych.
W 2012 roku 43,8% wolumenu sprzedaży ropy naftowej trafiło poprzez ropociąg PERN „Przyjaźń” do niemieckiej rafinerii.
Oprócz pozataryfowej sprzedaży gazu ziemnego bezpośrednio ze złóż oraz ropy naftowej PGNiG realizuje także sprzedaż innych produktów, takich jak hel, azot, siarka, kondensat, mieszanina propan-butan.
Uruchomienie projektu Lubiatów–Międzychód–Grotów (LMG) wpłynie na zwiększenie potencjału sprzedaży ropy naftowej przez PGNiG w kolejnych latach.
Inwestycje
W 2012 roku w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie poniesiono nakłady inwestycyjne w wysokości 1,79 mld zł. Nakłady inwestycyjne w obszarze poszukiwania złóż na terytorium Polski zostały poniesione głównie na prace sejsmiczne, dwa odwierty pozytywne i dwa negatywne oraz pozostałe odwierty, których realizacja nie została zakończona w 2012 roku. Środki wydatkowano także na projekt Skarv, który polega na zagospodarowaniu złóż na Norweskim Szelfie Kontynentalnym przy wykorzystaniu pływającej jednostki wydobywczej, magazynowania i załadunku (FPSO).
Do kluczowych inwestycji obszaru realizowanych w 2012 roku należą również:
- projekt LMG;
- gazociąg do KGHM;
- projekt Góra Ropczycka;
- projekt Rylowa Rajsko;
- inwestycje realizowane przez spółki wiertnicze i serwisowe.
Pozostałe inwestycje obejmują zadania związane z zagospodarowaniem udokumentowanych bądź eksploatowanych złóż gazu ziemnego, utrzymaniem i odtworzeniem wydajności produkcji węglowodorów oraz funkcjonowaniem obszaru wydobycia.
Począwszy od 2012 roku, nastąpiła zmiana polityki rachunkowości w zakresie prac sejsmicznych. Według nowego ujęcia wydatki na prace sejsmiczne rachunkowo traktowane są jako nakłady na środki trwałe w budowie. Wcześniej były one zaliczane w poczet kosztów.