Wzrasta zapotrzebowanie na gaz ziemny, podobnie jak jego rola
w procesie transformacji energetycznej. W pierwszym etapie błękitne
paliwo zostanie wykorzystane do dekarbonizacji przemysłu
i ciepłownictwa. W kolejnym, pozwoli przestawić gospodarkę
z dotychczasowych źródeł energii na odnawialne, w sposób
bezpieczny i zrównoważony. Ważny udział będzie tu mieć
Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo, które sukcesywnie
rozszerza portfel zaopatrzenia w gaz o kolejne
źródła w kraju i za granicą.

PGNiG to niekwestionowany lider poszukiwań i wydobycia ropy i gazu
w Polsce, ale firma coraz śmielej działa również na innych rynkach.,
w szczególności na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Spółka PGNiG
Upstream Norway, wchodząca w skład Grupy Kapitałowej, posiada
obecnie udziały w 36 koncesjach i prowadzi wydobycie z dziesięciu
złóż, a pięć kolejnych jest w trakcie prac inwestycyjnych i analitycznych.
W 2020 roku pozyskała ok. 0,5 mld m sześc. gazu ziemnego, a prognozy
na ten rok zakładają zwiększenie produkcji do 0,9 mld m sześciennych.

Wzrost ten będzie jeszcze większy po sfinalizowaniu transakcji nabycia
aktywów firmy INEOS E&P Norge AS, posiadającej udziały
w 22 koncesjach. Obejmują one m.in. trzy złoża znajdujące się
w fazie eksploatacji: Alve, Marulk i Ormen Lange – drugie
co do wielkości złoże gazowe na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.
Umowa w tej sprawie czeka jeszcze na zatwierdzenie przez
norweską administrację naftową.

Przejęcie aktywów INEOS E&P Norge AS pozwoli nam
zrealizować nasz cel strategiczny, jakim jest osiągnięcie
wydobycia własnego na Norweskim Szelfie Kontynentalnym
na poziomie 2,5 mld m sześc. rocznie. Planujemy też kolejne
inwestycje. W III kwartale br. przewidujemy rozpoczęcie
wydobycia ze złoża Duva oraz uruchomienie produkcji
z kolejnych odwiertów na złożu Ærfugl. Działalność w Norwegii
jest dla nas bardzo ważna, ponieważ to właśnie gaz ziemny
z tamtejszych złóż popłynie do Polski rurociągiem
Baltic Pipe – tłumaczy Paweł Majewski, Prezes PGNiG SA.

Obok Norwegii, PGNiG jest również obecne w regionach położonych
daleko na wschód od Europy. W 2020 roku wolumen gazu

pozyskanego przez spółkę w Pakistanie wyniósł blisko 300 mln
m sześc. W maju firma objęła 25 proc. udziałów w bloku koncesyjnym
Musakhel, którego zasoby wydobywalne szacowane są wstępnie
na około 16 mld m sześc. Spółka rozpoczęła również drugi etap
prac poszukiwawczych w Emiracie Ras al-Chajma w Zjednoczonych
Emiratach Arabskich. Na podstawie badań sejsmicznych potwierdzono
prawdopodobieństwo występowania złóż na obszarze koncesji PGNiG. Pierwszy
odwiert ma zostać wykonany w trzecim kwartale 2022 roku.

Własne wydobycie to nie jedyne źródło, z którego PGNiG pozyskuje gaz za
granicą – drugim jest import. Ponad 25 proc. paliwa kupowanego przez spółkę
na zagranicznych rynkach stanowi skroplony gaz ziemny, czyli LNG. W ciągu
pięciu lat od uruchomienia Terminala im. Prezydenta Lecha Kaczyńskiego,
PGNiG odebrało w Świnoujściu ponad 130 dostaw LNG pochodzącego m.in.
z Kataru, USA, Norwegii czy Nigerii. W 2024 roku spółka będzie dysponować
portfelem kontraktów na zakup skroplonego gazu o wolumenie rzędu 12 mld m sześc. po regazyfikacji.

Koniec roku 2022 przyniesie ważne zmiany, jeśli chodzi o kierunki
zaopatrzenia Polski w gaz ziemny. Import ze wschodu, realizowany na podstawie
kontraktu jamalskiego, zostanie zastąpiony paliwem docierającym do kraju
gazociągiem Baltic Pipe z północy Europy oraz w postaci skroplonej m.in.
ze Stanów Zjednoczonych i Kataru. Dywersyfikacja źródeł zaopatrzenia
wzmacnia bezpieczeństwo i stabilność dostaw energii oraz zwiększa
elastyczność naszego portfela zakupowego, co z kolei przekłada się na
możliwość oferowania odbiorcom końcowym atrakcyjniejszych
warunków zakupu gazu – dodaje Paweł Majewski.

Mimo dynamicznego rozwoju PGNiG na rynkach zagranicznych, Polska pozostaje
priorytetowym obszarem działalność spółki. Wśród swoich celów strategicznych,
PGNiG wskazuje utrzymanie krajowego wydobycia na stabilnym poziomie około
4 mld m sześc. rocznie. Zaledwie kilka tygodniu temu firma zakończyła wiercenie
dwóch otworów eksploatacyjnych na złożu Brońsko w Wielkopolsce. Odwierty
pozwolą na wydobycie dodatkowych 120 mln m sześc. gazu rocznie.

Wydobywany z nich gaz trafi do instalacji Kopalni Gazu Ziemnego Kościan-Brońsko.
To jeden z pierwszych zakładów PGNiG objętych projektem „Smart Field”.
Jest to innowacyjna platforma, wykorzystująca możliwości chmury obliczeniowej,
sztucznej inteligencji oraz uczenia maszynowego, w celu optymalizacji wydobycia
pod kątem efektywności oraz opłacalności ekonomicznej. Zgodnie z prognozami
opracowanymi przez specjalistów z Oddziału Geologii i Eksploatacji PGNiG,
zastosowanie „Smart Field” pozwoli na zwiększenie krajowych zasobów
wydobywalnych gazu ziemnego o ponad 7 mld metrów sześc. w latach 2021-2022.