ENERGETYKA, RYNEK ENERGII - CIRE.pl - energetyka zaczyna dzień od CIRE
Właścicielem portalu jest ARE S.A.
ARE S.A.

SZUKAJ:



PANEL LOGOWANIA

X
Portal CIRE.PL wykorzystuje mechanizm plików cookies. Jeśli nie chcesz, aby nasz serwer zapisywał na Twoim urządzeniu pliki cookies, zablokuj ich stosowanie w swojej przeglądarce. Szczegóły.


SPONSORZY
ASSECO
PGNiG
ENEA

Polska Spółka Gazownictwa
CMS

PGE
CEZ Polska
ENERGA





SERWIS INFORMACYJNY CIRE 24

PGNiG prognozuje wydobycie gazu i ropy naftowej
27.01.2021r. 17:43

www.cire.pl | Obserwuj nasze newsy na LinkedIn
PGNiG prognozuje na 2021 r. wydobycie gazu na poziomie 5 mld m sześc. - poinformowała w środę spółka. Według szacunkowych danych za 2020 r. wydobycie w przeliczeniu na na gaz ziemny wysokometanowy wyniosło 4,5 mld m sześć.

PGNiG prognozuje wzrost wydobycia gazu ziemnego do 2023 r. do 5,3 mld m sześc. rocznie. Prezes PGNiG Paweł Majewski zastrzega, że prognozy nie obejmują potencjalnych akwizycji złóż w Norwegii, a zakładany spadek wydobycia w Polsce tłumaczy sytuacją związaną z pandemią koronawirusa.

PGNiG prognozuje, że w 2021 r. łączne wydobycie gazu ziemnego w grupie sięgnie 5 mld m sześc., w 2022 r. wzrośnie do 5,2 mld m sześc., a w 2023 r. do 5,3 mld m sześc. W 2020 r. grupa PGNiG wydobyła 4,52 mld m sześc. gazu ziemnego.

PGNiG zakłada, że w Polsce wydobycie gazu ziemnego w 2021 r. spadnie do 3,8 mld m sześc. (wobec około 4 mld m sześc. w 2020 r.). W przyszłym roku wydobycie gazu ma być na podobnym poziomie jak w 2021 r., a w 2023 r. wzrośnie do 4 mld m sześc.

"Niższa prognoza krajowego wydobycia gazu ziemnego na 2021 r. jest niestety skutkiem epidemii COVID-19, która spowodowała wydłużenie procedur związanych z wydawaniem zgód na prowadzenie prac poszukiwawczych i realizację poszczególnych zadań inwestycyjnych" - powiedział PAP prezes PGNiG Paweł Majewski.

"Niestety skutki epidemii będziemy odczuwać jeszcze w 2022 r., natomiast już w 2023 r. zakładamy zwiększenie wydobycia gazu w Polsce do 4 mld m sześc." - dodał.

Prezes wskazał, że w miejscach, gdzie PGNiG uzyskał już wcześniej konieczne pozwolenia i decyzje, utrzymane zostało wysokie tempo prac.

"Tylko w grudniu 2020 r. i styczniu 2021 r. otrzymaliśmy pozytywne wyniki testów nowej produkcji gazu z 6 odwiertów. Wykorzystując wyspecjalizowane spółki z GK PGNiG, mogliśmy, mimo restrykcji, zachować ciągłość i dynamikę prac poszukiwawczych oraz inwestycyjnych. W innym wypadku mielibyśmy do czynienia z gwałtownym obniżeniem poziomu wydobycia" - powiedział Paweł Majewski.

PGNiG zakłada, że wydobycie gazu w Norwegii przez grupę kapitałową PGNiG w latach 2021-23 wzrośnie i będzie utrzymywać się na stabilnym poziomie ok. 1 mld m sześc., a więc będzie dwukrotnie wyższe niż w ubiegłym roku.

"Wzrost spowodowany jest akwizycją złóż Kvitebjorn i Valemon oraz planowanym uruchomieniem produkcji ze złóż Snadd Outer, Duva i pozostałych otworów na strukturze AErfugl. Dalsze zwiększenie poziomu wydobycia w tamtym rejonie ogranicza naturalny proces wyczerpywania się pozostałych złóż, na których prowadzimy już eksploatację" - powiedział prezes.

Niższe (po 0,3 mld m sześc. rocznie w latach 2021-2023) prognozy produkcji gazu w Pakistanie wynikają z opóźnienia budowy instalacji technicznych oraz lokalnego zamrożenia gospodarki z powodu pandemii.
PGNiG planuje wydobyć w 2021 roku 1.300 tys. ton ropy naftowej wraz z kondensatem i NGL, w 2022 r. wydobycie ma sięgnąć 1.530 tys. ton, a w 2023 r. 1.387 tys. ton.

Wydobycie ropy naftowej przez PGNiG w 2020 r. wyniosło 1,324 tys. ton.

Prezes PGNIG poinformował, że zakładany poziom produkcji ropy w 2021 r. wynika m.in. z przesunięcia zagospodarowania złoża Kamień Mały z 2020 na 2022 r. oraz spadku produkcji ropy z kopalni Lubiatów.

Mniejsze spodziewane wolumeny wydobycia w latach 2022-2023 związane są z planowanym wydłużonym przestojem kopalni Lubiatów wskutek jej rozbudowy i przyłączenia odwiertu Międzychód-8h w 2022 r.

Przewidywany wydłużony przestój kopalni Dębno wynikający z rozbudowy kopalni wpłynie na poziom wydobycia ropy w 2023 r.

PGNiG zakłada, że w latach 2021-2022 naturalny proces spadku wydobycia ropy w Norwegii zostanie zahamowany. Taki stan rzeczy jest konsekwencją akwizycji złóż Kvitebjorn i Valemon oraz planowanego uruchomienia produkcji ze złóż Snadd Outer, Duva, Grasel i pozostałych otworów na strukturze AErfugl.

Dodatkowo zakłada się prowadzenie prac rewitalizacyjnych na złożu Morvin, mających na celu zwiększenie wydobycia.

Spadek wydobycia w Norwegii przewidywany na 2023 r. wynika z naturalnego procesu sczerpania złóż. Z drugiej strony, spółka podejmuje działania mające na celu pozyskanie nowych złóż ropy i gazu w Norwegii.

Prezes Majewski zastrzega, że prognozy wydobycia gazu i ropy nie uwzględniają pozytywnego wpływu, jaki na wolumen produkcji grupy PGNiG na Norweskim Szelfie Kontynentalnym mogą mieć ewentualne akwizycje złóż.

"Prowadzimy w tym względzie aktywną politykę koncentrując naszą uwagę na złożach już produkujących gaz ziemny lub bliskich uruchomienia takiej produkcji. W przypadku realizacji takie akwizycje znacząco przełożą się na wzrost naszej produkcji w Norwegii. Działamy z determinacją, jednak opierając się na konserwatywnych założeniach - naszym priorytetem nie jest samo zwiększenie produkcji, ale zbudowanie optymalnego, efektywnego ekonomicznie portfela dostaw gazu do Polski i naszych odbiorców" - powiedział.
Zobacz także:

Dodaj nowy Komentarze ( 1 )

KOMENTARZE ( 1 )


Autor: Karol 28.01.2021r. 18:32
Uważam inaczej niż Pan to przedstawia Panie Prezesie P.Majewski. Spadek krajowego wydobycia ropy naftowej i gazu... pełna treść komentarza
ODPOWIEDZ ZGŁOŚ DO MODERACJI
Dodaj nowy Komentarze ( 1 )

DODAJ KOMENTARZ
Redakcja portalu CIRE informuje, że publikowane komentarze są prywatnymi opiniami użytkowników portalu CIRE. Redakcja portalu CIRE nie ponosi odpowiedzialności za ich treść.

Przesłanie komentarza oznacza akceptację Regulaminu umieszczania komentarzy do informacji i materiałów publikowanych w portalu CIRE.PL
Ewentualne opóźnienie w pojawianiu się wpisanych komentarzy wynika z technicznych uwarunkowań funkcjonowania portalu. szczegóły...

Podpis:


Poinformuj mnie o nowych komentarzach w tym temacie


PARTNERZY
PGNiG TERMIKA
systemy informatyczne
Clyde Bergemann Polska
PAK SERWIS Sp. z o.o.
GAZ STORAGE POLAND
GAZ-SYSTEM S.A.
Veolia
PKN Orlen SA
TGE
Savangard
Audax
Audax
Enotec
Tauron
DISE
BiznesAlert
Obserwatorium Rynku Paliw Alternatywnych ORPA.PL
Energy Market Observer
Innsoft



cire
©2002-2021
mobilne cire
IT BCE