W latach 2021-2024 PGNiG prognozuje wzrost wydobycia gazu z 5,4 mld m sześc. w 2021 r. do 6,8 mld m sześc. w 2024 r. - przekazała spółka w komunikacie. Dodano, że za wzrost wydobycia gazu mają odpowiadać głównie złoża norweskie.
PGNiG w środę, 1 grudnia, opublikowało prognozę wydobycia gazu zimnego i ropy naftowej w latach 2021-2024.
Zgodnie z tą prognozą w 2021 r.półka planuje wydobyć 5,4 mld m sześc. gazu tak w Polsce, jak i zagranicą. W kolejnych latach wydobycie planowane jest na poziomie: 6,6 mld m sześc. w 2022 r.; 6,5 mld m sześc. w 2023 r.; 6,8 mld m sześc. w 2024 r.
Jak wynika z komunikatu spółki, jeśli chodzi o wydobycie krajowego surowca, to PGNiG planuje w 2021 r. wydobyć 3,7 mld m sześć gazu. Taką samą wartość określono na lata 2022 i 2023. Wzrost wydobycia do 3,9 mld m sześc. gazu zaplanowano na 2024 r. Największy skok wydobycia PGNiG wskazuje w swoich aktywach zagranicznych. Ze złóż norweskich spółka planuje wydobyć 1,4 mld m sześc. gazu w 2021 r.; 2,6 mld m sześc. w 2022 r.; 2,4 mld m sześc. w 2023 r.; 2,6 mld m sześc. w 2024 r. W Pakistanie wydobycie gazu w latach 2021 i 2022 wyniesie 0,3 mld m. sześc., w 2023 r. 0,4 mld, a w 2024 0,3 mld. m sześc.
Odnośnie do prognozy wydobycia ropy naftowej wraz koncentratem i NBL, to spółka przewiduje niewielki wzrost wydobycia. Będzie się ono zmniejszać w przypadku Polski, ale rosnąć w przypadku Norwegii. Dla Polski prognoza wydobycia ropy wynosi: w 2021 r. 646 mln t; w 2022 - 603 mln t; w 2023 - 569 mln t; w 2024 - 534 mln t ropy. W przypadku Norwegii jest to odpowiednio: 750, 920, 791 i 894 mln t ropy. Razem wydobycie ropy ma wynieść: w 2021 - 1396 mln t; 2022 - 1523 mln t; 2023 - 1360 mln t; 2024 - 1428 mln t.
Sytuacja pandemiczna w latach 2020-2021 spowodowała wydłużenie realizacji procesów inwestycyjnych o kilkanaście miesięcy, co skutkuje mniejszym prognozowanym wydobyciem ropy naftowej i gazu ziemnego w Polsce w kolejnych latach. Wpływ na wielkość prognozowanego wolumenu wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego mają także ograniczenia w odbiorze gazu przez EC Gorzów w 2022 r., a w latach 2023-2024 - realizacja zadań inwestycyjnych, których wykonanie wymaga wydłużonego przestoju instalacji technologicznych kopalni Dębno i Lubiatów - wyjaśniło PGNiG.
Odnośnie do wzrostu produkcji gazu ziemnego w Norwegii w okresie 2021-2024, to jak wyjaśniła spółka, jest to spowodowane akwizycją złóż Ormen Lange, Marulk i Alve oraz uruchomieniem produkcji ze złóż Arfugl Nord, Duva i pozostałych otworów na strukturze Arfugl. Dodano, że ponadto, w 2024 r. planowane jest uruchomienie produkcji ze złoża Tommeliten Alpha.
Wzrost poziomu wydobycia ropy naftowej oraz NGL w Norwegii w okresie 2021-2024 spowodowany jest akwizycją złóż Ormen Lange, Marulk i Alve. Spadek wydobycia w 2023 r. to efekt naturalnego procesu sczerpania złóż. Zakłada się, że spadek zostanie zatrzymany w 2024 r. wraz z uruchomieniem produkcji ze złoża Tommeliten Alpha.
Spółka dodała, że powyższe dane nie obejmują wolumenów, które wynikałyby z ewentualnych przyszłych akwizycji złóż w związku z realizacją Strategii GK PGNiG na lata 2017-2022 z perspektywą do 2026 r. opublikowanej w raporcie z marca 2017 r.
Jeżeli chcesz codziennie otrzymywać informacje o aktualnych publikacjach ukazujących się na portalu netTG.pl Gospodarka i Ludzie, zapisz się do newslettera.
