Działalność w 2021

Działalność poszukiwawcza i wydobywcza na terenie Polski prowadzona jest przez PGNiG przy udziale m.in. spółek zależnych Exalo Drilling i Geofizyka Toruń. Oddział Geologii i Eksploatacji pełni rolę centrum kompetencyjnego z zakresu geologii poszukiwawczej, prac geologicznych, procesów inwestycyjnych dla obiektów górnictwa otworowego i eksploatacji złóż węglowodorów. Sprawuje nadzór merytoryczny nad eksploatacją złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, podziemnym składowaniem odpadów oraz podziemnym bezzbiornikowym magazynowaniem gazu dla potrzeb eksploatacji. W strukturze PGNiG istnieją trzy wiodące Oddziały krajowe, które znajdują się w Sanoku, Zielonej Górze oraz Odolanowie i dwa Oddziały zagraniczne: Operatorski w Pakistanie oraz w Zjednoczonych Emiratach Arabskich

Na dzień 31 grudnia 2021 r. PGNiG posiadało 200 koncesji, w tym 188 koncesji eksploatacyjnych, 3 – na podziemne składowanie odpadów oraz 9 – na podziemne magazynowanie gazu. W 2021 r. Spółka otrzymała 3 decyzje inwestycyjne w związku z przejściem do fazy wydobywania tj. decyzja inwestycyjna na wydobywanie ropy naftowej i towarzyszącego gazu ziemnego W 2021 r. PGNiG przyznano 2 nowe koncesje eksploatacyjne (Miłosław, Miłosław E), 9 zostało zmienionych, 3 koncesje wygaszono (Grabina Nieznanowice hor. Liplasu, Grodzisk-26 oraz Zielin). Na koniec 2021 r. PGNiG posiadało także 47 koncesji: 11 na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego oraz 36 łącznych (na poszukiwanie, rozpoznawanie oraz wydobywanie).

W omawianym okresie zrezygnowano z 2 koncesji (1 na poszukiwanie, rozpoznawanie i wydobywanie tzw. „łącznej” Murowana Goślina-Kłecko oraz 1 na poszukiwanie i rozpoznawanie oraz wydobywanie złóż metanu z pokładów węgla Międzyrzecze). Pozyskano natomiast 2 nowe koncesje „łączne” – Lubycza Królewska oraz Krotoszyn. W 2021 r. prowadzono w Ministerstwie Klimatu i Środowiska łącznie 70 postępowań w zakresie uzyskania / zmiany koncesji oraz zatwierdzania projektów robót geologicznych. Obecnie w procedurze administracyjnej pozostaje do zakończenia 39 postępowań

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z Oddziału Geologii i Eksploatacji.

W 2021 r. PGNiG kontynuowało poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego na terenie Karpat, Przedgórza Karpat, Monokliny Przedsudeckiej i Niżu Polskiego zarówno we własnym zakresie, jak i we współpracy z partnerami. Z 26 otworów wierconych w 2021 r. głębokość końcową osiągnęły 22 otwory, w tym: 1 badawczy, 3 poszukiwawcze, 6 rozpoznawczych oraz 12 eksploatacyjnych.

Na koniec 2021 r. wyniki złożowe uzyskano z 22 odwiertów (4 poszukiwawcze, 8 rozpoznawczych i 10 eksploatacyjnych). Wśród 22 odwiertów o znanych wynikach złożowych znalazło się: 17 odwiertów pozytywnych (w tym 1 poszukiwawczy, 6 rozpoznawczych i 10 eksploatacyjnych), 5 negatywnych (w tym 3 poszukiwawcze i 2 rozpoznawcze), które nie uzyskały przemysłowego przypływu węglowodorów. Ponadto, zlikwidowano 1 odwiert badawczy (z uwagi na badawczy charakter prowadzonych prac nie podlega klasyfikacji złożowej).

W 2021 r. wykonane były również rekonstrukcje, testy złożowe oraz likwidacje otworów odwierconych we wcześniejszych latach – dotyczyło to: 7 otworów badawczych (w tym 5 odwiertów zlikwidowanych: Gilowice-3K, Gilowice-4H, Gilowice-1, Międzyrzecze-3, Orzesze-1 oraz w dwóch zakończono testy złożowe: Kramarzówka-1K, Kramarzówka-3), 4 poszukiwawczych (w tym 3 odwierty zlikwidowane i jeden w trakcie próbnej eksploatacji), 3 rozpoznawczych (w tym 1 odwiert zlikwidowany, w 2 zakończono próby złożowe i oczekują na dalsze prace).

W 2021 r. na terenie działalności Oddziału PGNiG w Sanoku podłączono do eksploatacji 3 nowe złoża: złoże Jastrzębiec (odwierty: Jastrzębiec-2 i Jastrzębiec-3 – eksploatacja w ramach testu długotrwałego), złoże Wielgoszówka (Wielgoszówka-1K – eksploatacja w ramach próbnej eksploatacji), złoże Kramarzówka (odwierty: Kramarzówka-3H i Kramarzówka-1K) oraz włączono do eksploatacji 6 odwiertów na złożach już eksploatowanych: 2 odwierty na złożu Pruchnik-Pantalowice (Pruchnik-36 i Pruchnik-37K – eksploatacja w ramach testu długotrwałego), 4 odwierty na złożu Przemyśl (Przemyśl-287K, Przemyśl-289K, Przemyśl-290 i Przemyśl-15 – eksploatacja w ramach testu długotrwałego).

Łącznie w 2021 r. na terenie działalności Oddziału PGNiG w Sanoku włączono do eksploatacji 11 odwiertów. Na terenie działalności Oddziału w Zielonej Górze zostało włączone do eksploatacji nowe złoże Wielichowo W (odwiert Wielichowo-8) oraz został włączony do eksploatacji 1 odwiert na złożu Brońsko (Brońsko-30).

W 2021 r. w związku z wygaśnięciem koncesji zakończona została eksploatacja złóż: Grabina Nieznanowice hor. Liplasu, Grodzisk-26 oraz Zielin.

W 2021 r. Spółka na obszarach koncesyjnych PGNiG współpracowała z innymi podmiotami takimi jak: LOTOS Petrobaltic S.A., ORLEN Upstream Sp. z o.o

Na koncesjach PGNiG kontynuowane były prace na obszarach:

Stan zasobów wydobywalnych na 31 grudnia 2021 r. z uwzględnieniem dokumentacji geologiczno-inwestycyjnych oraz dokumentacji rozliczających zasoby złożonych w Ministerstwie Klimatu i Środowiska bez wydanej decyzji Ministra to: 15,7 mln ton ropy naftowej (ok. 115,4 mln boe) oraz 89,1 mld m³ gazu ziemnego w przeliczeniu na gaz wysokometanowy (ok. 574,3 mln boe).

Podstawowymi produktami sprzedawanymi w ramach segmentu jest gaz ziemny wysokometanowy i zaazotowany oraz ropa naftowa. Część wydobywanego gazu zaazotowanego podlega dalszemu przetworzeniu na gaz wysokometanowy w odazotowniach w Odolanowie oraz Grodzisku Wielkopolskim gdzie uzyskuje się również m.in. LNG, gazowy i ciekły hel oraz ciekły azot. Ponadto w wyniku oczyszczania ropy naftowej do parametrów handlowych uzyskiwane są produkty: siarka i mieszanina propan-butan.

W obszarze handlu ropą naftową wydobywaną w Polsce w 2021 r., PGNiG kontynuowało swoją dotychczasową politykę sprzedażową współpracując z największymi podmiotami sektora paliwowego w Polsce i za granicą. Kolejowe dostawy ropy naftowej były realizowane do spółki ORLEN Południe S.A. Zakład Trzebinia oraz Grupy LOTOS S.A. – Rafineria w Gdańsku. Transportem samochodowym surowiec dostarczany był do ORLEN Południe S.A. Zakład Jedlicze. Dostawy ropy były realizowane również transportem rurociągowym do firmy TOTSA TOTAL ENERGIES TRADING S.A. przy wykorzystaniu ropociągu PERN. Sprzedaż ropy naftowej w PGNiG jest oparta o rynkowe notowania cen tego surowca.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych PGNiG UN.

PGNiG UN posiada udziały w koncesjach wydobywczych i poszukiwawczo-wydobywczych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, zlokalizowanych na Morzach: Norweskim i Północnym. Wspólnie z partnerami zajmuje się wydobyciem węglowodorów ze złóż Skarv, Ærfugl, Ærfugl Nord, Morvin, Vilje, Vale, Gina Krog, Skogul, Kvitebjørn, Valemon, Duva, Ormen Lange, Marulk i Alve oraz zagospodarowaniem złoża Tommeliten Alpha, jak również realizacji trzeciej fazy zagospodarowania złoża Ormen Lange. Trwa również faza finalizacji koncepcji zagospodarowania złóż Shrek, Alve Nord, Cape Vulture, Fogelberg i King Lear. Ponadto PGNiG UN posiada udziały w złożu Tambar Øst, z którego wydobycie zostało czasowo wstrzymane, oraz terminalu gazowym Nyhymana, gdzie dokonuje się finalnej separacji gazu przesyłanego między innymi ze złoża Ormen Lange. Na pozostałych koncesjach PGNiG UN realizuje projekty poszukiwawcze i prowadzi działania zmierzające do zapewnienia stabilnych, przewidywalnych i długoterminowych dostaw gazu do Polski. Obejmują one zarówno zaangażowanie w projekt budowy infrastruktury między Norwegią a Polską (projekt Baltic Pipe), jak i potencjalne akwizycje złóż gazowych w Norwegii. Więcej informacji na temat projektu Baltic Pipe znajduje się tutaj.

W 2021 r. z posiadanych złóż produkcyjnych spółka wydobyła 732 tys. ton ropy naftowej wraz z innymi frakcjami (w przeliczeniu na tonę ekwiwalentu ropy naftowej) i 1,4 mld m³ gazu ziemnego. Wydobycie ze złóż było wyższe niż w 2020 r., co jest wynikiem głównie zrealizowanego 30 września przejęcia spółki INEOS oraz rozpoczęcia produkcji w ramach złóż Duva, Ærfugl i Ærfugl Nord (faza 2).

W 2021 r. rozpoczęto zagospodarowanie złoża Tommeliten Alpha oraz realizację trzeciej fazy zagospodarowania Ormen Lange, w których PGNiG UN jest partnerem. Operatorem złoża Tommeliten Alpha jest firma ConnocoPhilips, operatorem złoża Ormen Lange jest natomiast firma Shell. Rozpoczęcie produkcji ze złoża Tommeliten Alpha przewiduje się na 2024 r., podczas gdy zwiększenie produkcji złoża Ormen Lange na skutek zakończenia trzeciej fazy zagospodarowania tego złoża, przewidziano na 2025 r.

Pod koniec września 2021 r. PGNiG UN sfinalizował nabycie podmiotu INEOS E&P Norge AS. INEOS E&P Norge AS („IEPN”) posiadał udziały w 22 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym obejmujących m.in. 3 złoża produkcyjne: Alve, Marulk, Ormen Lange oraz terminal gazowy Nyhamna. Szacowana na moment efektywnej daty transakcji wielkość zasobów węglowodorów wynikająca z posiadanych przez IEPN udziałów w koncesjach wynosiła ok. 117 mln boe (na dzień 1 stycznia 2021 r.), z czego ponad 94% stanowiły zasoby gazu ziemnego. Szacowany średni poziom wydobycia gazu ziemnego przez PGNiG UN w Norwegii może w wyniku transakcji wzrosnąć o ok. 1,5 mld m³ rocznie w najbliższych 5 latach. Dodatkowo, PGNiG UN przejmie portfel koncesji poszukiwawczych, w ramach którego IEPN pełnił rolę operatora na 6 koncesjach.

Cena umowna nabycia IEPN została uzgodniona na poziomie 615 milionów USD (2275 mln zł) przy efektywnej dacie transakcji przypadającej na dzień 1 stycznia 2021 r. Ostateczna cena nabycia została pomniejszona o dochody uzyskane przez IEPN w okresie od daty efektywnej transakcji, tj. od dnia 1 stycznia 2021 r. do dnia przejęcia kontroli operacyjnej przez PGNiG UN nad IEPN (30 września 2021 r.) i wyniosła około 323 miliony USD (1289 mln zł).

W wyniku transakcji nabycie IEPN, w 2021 r. PGNiG UN osiągnął także istotny wzrost udokumentowanych zasobów z 214 mln boe na początku 2021 r. do 309 mln boe na koniec 2021 r. Na przyrost zasobów, oprócz opisanej akwizycji, wpływ miało również rozpoznanie zasobów złoża Fogelberg oraz przeszacowania zasobów na pozostałych złożach posiadanych przez PGNiG UN.

W styczniu 2021 r. została rozstrzygnięta kolejna runda koncesyjna APA 2020 (Awards in Predefined Areas), w wyniku której PGNiG UN otrzymał udziały w 4 koncesjach poszukiwawczych:

Wszystkie cztery koncesje są zlokalizowane w pobliżu istniejącej infrastruktury produkcyjnej i gazociągów, co ułatwia i przyspiesza proces ewentualnego ich zagospodarowania. Wszystkie cztery koncesje znajdują się również w bezpośrednim sąsiedztwie złóż, na których PGNiG UN jest już obecny (Skarv oraz King Lear). W przypadku komercyjnych odkryć potencjalne podłączenie ich do Skarv’a i King Lear’a pozwoliłoby na realizację dodatkowego efektu synergii. Efekt ten wynikałby z wygenerowania dodatkowych przychodów za wykorzystanie istniejącej infrastruktury złóż Skarv i King Lear.

Dodatkowo w styczniu 2022 r. została rozstrzygnięta następna runda koncesyjna APA 2021 (Awards in Predefined Areas). W tej rundzie PGNiG UN zaoferowano udziały w 4 koncesjach poszukiwawczych:

PGNiG UN wspólnie z partnerami kontynuował również prace na pozostałych koncesjach poszukiwawczych. W II połowie 2021 r. PGNiG UN uczestniczył w wierceniu dwóch odwiertów. W ramach koncesji PL939, w której PGNiG UN posiada 30% udziałów, spółka wykonała odwiert poszukiwawczy i odkryła złoże Egyptian Vulture, znajdujące się w okolicach złóż Åsgard i Tyrihans. W chwili obecnej trwa ocena zasobności złoża oraz możliwości jego komercyjnego zagospodarowania. Drugi odwiert został odwiercony na koncesji PL937 (koncesja pozyskana w ramach przejęcia firmy INEOS), na którym spółka ma 65% udziałów. Odwiert, w wyniku braku znalezienia węglowodorów, zakwalifikowany został jako negatywny a poniesiony nakład inwestycyjny został spisany w 2021 r.

Na dzień 31 grudnia 2021 r. PGNiG UN posiadało udziały w 58 koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, w tym 8 operatorskich. Na początku 2022 r., w wyniku przyznania dodatkowych koncesji w ramach APA2021, liczba posiadanych koncesji uległa zwiększeniu do 62.

Ropa naftowa sprzedawana jest bezpośrednio ze złóż spółkom Shell International Trading and Shipping Company Ltd. (ze złóż Skarv Unit, Vilje, Vale, Skogul, Kvitebjørn, Valemon, Ærfugl Nord i Gina Krog) Equinor AS (ze złóż Alve, Marulk i Ormen Lange) oraz TOTSA Total Oil Trading S.A. (ze złoża Morvin). Na wszystkich złożach, z wyjątkiem Vilje, wraz z ropą naftową wydobywany jest również gaz ziemny, który przesyłany jest gazociągiem głównie do Niemiec, gdzie odbiera go spółka z Grupy PGNiG (PST).

2021 r. jest drugim rokiem obowiązywania czasowych ulg inwestycyjnych mających na celu wsparcie branży naftowej w okresie spowolnienia gospodarczego wywołanego pandemią COVID-19. W 2021 r., podobnie jak w 2020 r., ulgami objęte są wszystkie realizowane inwestycje. Począwszy od roku przyszłego, ulgom podatkowym będą podlegały jedynie nowe projekty inwestycyjne zatwierdzone między czerwcem 2020 a grudniem 2022 r.

Czasowe zmiany systemu podatkowego obejmują następujące elementy:

• natychmiastową amortyzację poniesionych nakładów inwestycyjnych w ramach Special Petroleum Tax (56%) w roku dokonania nakładów;
• natychmiastowe naliczenie dodatkowej ulgi inwestycyjnej w wysokości 24% w roku dokonania nakładów (poprzednio ulga miała wysokość 20,8% i była rozłożona na 4 lata);
• natychmiastowa amortyzacja i ulga inwestycyjna obowiązuje dla wszystkich nakładów w latach 2020-21 oraz dla całości nakładów dotyczących nowych projektów które zostały zatwierdzone do realizacji (do końca 2022 r.);
• gotówkowy zwrot straty podatkowej poniesionej w latach 2020-21 na rachunek firm naftowych. Zwrot jest dokonywany od sierpnia 2020 r. w ramach transz płatnych co dwa miesiące.

Powyższe zmiany w sposób istotny wpływają na opłacalność realizowanych projektów inwestycyjnych oraz w sposób znaczący przyspieszają zwrot z zainwestowanych środków. Wprowadzone regulacje mają pozytywny wpływ na stopę zwrotu z realizowanych projektów oraz płynność spółki PGNiG UN. Wdrożone zmiany zachęcają także do realizacji nowych projektów inwestycyjnych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.

Dodatkowo pod koniec sierpnia 2021 r. Norweskie Ministerstwo Podatków zaproponowało wprowadzenie zmian w ramach specjalnego podatku od węglowodorów. Najważniejszymi elementami tej propozycji są:

• dotychczasowa sześcioletnia amortyzacja podatkowa oraz czteroletnia ulga inwestycyjna zostałyby zastąpione natychmiastowym uznaniem całości inwestycji jako kosztu uzyskania przychodu;
• stawka specjalnego podatku od węglowodorów zastałaby podniesiona do 71,8%, jednocześnie zwykły podatek dochodowy byłby kosztem uzyskania przychodu w ramach specjalnego podatku od węglowodorów. Łącznie te zmiany mają utrzymać marginalną stawkę podatku na niezmienionym poziomie w wysokości 78%;
• wartość podatkowa straty wykazanej w ramach specjalnego podatku od węglowodorów będzie w pełni kompensowana w gotówce w roku następnym;
• wszelkie straty w ramach zwykłego podatku dochodowego przenoszone między latami pozbawione zostaną dotychczas naliczanych odsetek powiększających tarczę podatkową w ramach przenoszonych strat;
• zmiany nie będą dotyczyć projektów podlegających tymczasowemu reżimowi podatkowemu wprowadzonemu w 2020 r.

W chwili obecnej powyższa propozycja zmian podatkowych nadal czeka na jej zatwierdzenie. W opinii spółki proponowane zmiany są neutralne z punktu widzenia stopy zwrotu z realizowanych obecnie oraz przyszłych projektów inwestycyjnych.

Jednocześnie spółka dostrzega pozytywny wpływ proponowanych rozwiązań podatkowych na poziom obciążenia finansowego spółki. Proponowane zmiany, w przypadku projektów dla których decyzja inwestycyjna podjęta zostanie po 2022 r., istotnie przyspieszą rotację zainwestowanych kapitałów, w związku z czym realizacja inwestycji będzie stanowić mniejsze obciążenie finansowe dla przedsiębiorstw je realizujących.

PGNiG poprzez swój Oddział Operatorski prowadzi prace poszukiwawcze w Pakistanie na podstawie umowy na poszukiwanie i eksploatację węglowodorów na obszarze koncesji Kirthar. Poszukiwania prowadzone są wspólnie z Pakistan Petroleum Ltd. (PPL), zgodnie z podziałem udziałów i kosztów PGNiG (operator) – 70%, PPL – 30%. Ponadto, PGNiG objęło 25% udziałów nieoperatorskich w koncesji poszukiwawczej Musakhel. Pozostałymi udziałowcami są PPL jako operator z 37.2% udziałów oraz Oil and Gas Development Company Limited (OGDCL) i Government Holding Private Limited (GHPL) z udziałami odpowiednio 35,3% i 2,5%.

Zasoby na koniec 2021 r. (gazu ziemnego zaazotowanego w przeliczeniu na gaz wysokometanowy, przypadający dla PGNiG): ok. 6,31 mld m³ (40,7 mln boe) w tym na złożu Rehman 4,68 mld m³ (30,1 mln boe) i Rizq 1,64 mld m³ (10,6 mln boe).

Eksploatacja ze złóż Rehman i Rizq prowadzona jest za pomocą kopalni na złożu Rehman. Udział PGNiG w produkcji ze złóż Rehman i Rizq, prowadzonej 10 odwiertami w 2020 r., wyniósł ok. 326 mln m³ w przeliczeniu na gaz wysokometanowy. W ramach zagospodarowania złoża Rehman, rozpoczęto wiercenie otworu Rehman–8, oraz przygotowania do wiercenia otworu Rizq–4. Otwór Rehman-7 ze względu na niekomercyjny przypływ gazu, został zabezpieczony. Łącznie w 2021 r. odwiercono około 3,3 kmb w otworze Rehman – 8.

W ramach kontynuacji prac poszukiwawczych na koncesji Kirthar w 2021 r. Oddział w Pakistanie wraz z OGiE zakończył interpretację danych sejsmicznych: 3D na obszarze potencjalnego złoża Rayyan oraz zdjęcia sejsmicznego 2D na obszarze potencjalnego złoża W2. Na koncesji Musakhel w 2021 r. zakończono akwizycję i interpretację zdjęcia grawimetrycznego.

W grudniu 2018 r. PGNiG wygrało przetarg na nabycie praw w zakresie poszukiwania, rozpoznawania i wydobywania węglowodorów na lądowym bloku nr 5 w emiracie Ras Al Khaimah. W ramach wygranej rundy Spółka objęła 90% udziałów w tym bloku o powierzchni 619 km². PGNiG podpisało umowy z Ras Al Khaimah Petroleum Authority i RAK GAS LLC w styczniu 2019 r. W wyniku kontynuacji prac w emiracie został zarejestrowany Oddział PGNiG, który uzyskał stosowną licencję na prowadzenie działalności oraz rozpoczęto prace sejsmiczne.

W 2021 r. podjęto intensywne prace związane z przetwarzaniem i interpretacją danych sejsmicznych, których akwizycja na Bloku 5 zakończyła się w maju 2020 r. W wyniku prac analitycznych wyróżnione zostały struktury geologiczne, potencjalne akumulacje węglowodorów oraz wyznaczona została lokalizacja pod wiercenie pierwszego odwiertu poszukiwawczego. Dodatkowo zostały wykonane prace przygotowawcze związane z procesem rozpoznania rynku oraz kontraktowania serwisów usługowych pod wiercenie odwiertu. Założenia do projektu wiertniczego zostały wykonane i zatwierdzone przez partnerów. W ramach prac akwizycyjnych została wykonana analiza zasobowa oraz modelowanie ekonomiczne opłacalności inwestycji w Blok 7 w Ras Al Khaimah oraz możliwość przystąpienia do prac akwizycji sejsmicznych na innych blokach w ramach emiratu. Oddział w ZEA prowadzi również rozmowy na temat nabycia praw do prac poszukiwawczych w innych emiratach.

PGNiG oraz ERU Management Services podpisały umowę zakupu przez PGNiG pakietu kontrolnego 85% udziałów w ukraińskiej spółce Karpatgazvydobuvannya, będącej wyłącznym właścicielem koncesji Byblivska zlokalizowanej na Zachodniej Ukrainie przy granicy z Polską. Spółka Karpatgazvydobuvannya posiada koncesję na poszukiwanie i wydobycie węglowodorów w zachodniej części obwodu lwowskiego. Pod względem budowy geologicznej obszar ten jest zbliżony do struktur złoża Przemyśl – największego złoża gazu ziemnego w Polsce, które PGNiG eksploatuje od ponad 60 lat. Na atrakcyjność i potencjał tego obszaru wskazują przeprowadzone przez PGNiG wstępne analizy danych geologiczno-geofizycznych.

Wobec gwałtownego pogorszenia się sytuacji bezpieczeństwa w Libii, jakie miało miejsce z początkiem II połowy 2014 r., PGNiG UNA zgłosiła do National Oil Corporation (NOC) siłę wyższą. W październiku 2020 r. podpisano porozumienie pokojowe pomiędzy stronami konfliktu oraz zapowiedziano przeprowadzenie powszechnych wyborów prezydenckich i parlamentarnych w grudniu 2021 r., a także ogłoszono zjednoczenie libijskich instytucji rządowych. Ze względu na późne ogłoszenie podstaw prawnych dla wyborów prezydenckich oraz zgłoszenie się nieoczekiwanie dużej liczby kandydatów do wyborów prezydenckich termin wyborów został najpierw przesunięty na styczeń 2022 r., a następnie na późniejszą, aktualnie nieokreśloną datę.

Spółka na bieżąco monitoruje rozwój sytuacji politycznej w Libii, zwłaszcza warunki bezpieczeństwa prowadzenia działalności operacyjnej w tym kraju. Korzystając ze stabilizacji sytuacji politycznej w Libii w 2021 r., PGNiG UNA podejmowało działania przygotowujące do wznowienia prac poszukiwawczych z chwilą zniesienia stanu siły wyższej, w tym w okresie od maja do października 2021 roku odbyły się trzy wyjazdy rekonesansowe w region Trypolisu, w trakcie których miało miejsce spotkanie z kierownictwem National Oil Corporation oraz przedstawicielami firmy Zallaf prowadzącej prace poszukiwawczo-rozpoznawcze na koncesji sąsiadującej z CA113.

Geofizyka Toruń S.A. jest dostawcą innowacyjnych rozwiązań geofizycznych, geotechnicznych i geologiczno-wiertniczych dla sektora multienergetycznego i OZE w kraju i zagranicą. W 2021 r. spółka realizowała zadania w zakresie usług:

• akwizycji danych sejsmicznych w Polsce, Chorwacji, Irlandii, Kolumbii i Mozambiku;
• przetwarzania i interpretacji danych sejsmicznych dla kontrahentów z Polski, Australii, Belgi, Bułgarii, Holandii, Kolumbii, Meksyku, Norwegii, Rwandy, Ukrainy i Zjednoczonych Emiratów Arabskich;
• geofizyki wiertniczej i interpretacji pomiarów geofizyki otworowej w Polsce i Niemczech;
• geotechnicznych i geologiczno-wiertniczych oraz geofizyki inżynierskiej w Polsce.

Geofizyka Toruń, w związku ze swoją podstawową działalnością, prowadziła również prace w zakresie badawczo-rozwojowym i innowacyjnym poprzez szereg przedsięwzięć innowacyjnych dla sektora energetycznego i OZE. Wdrażano m.in. technologię rozpoznania budowy dna morskiego (SeaBed Research – SBR) oraz inteligentne zarządzanie energią w spółce z wykorzystaniem OZE (Eco Processing Center).

Geofizyka Toruń realizowała zlecenia dla Oddziału PGNiG w Ras Al Khaimah w Zjednoczonych Emiratach Arabskich oraz dla spółki PGNiG UN.

Na rynku krajowym spółka wykonywała w 2021 r. głównie badania dla OGiE PGNiG. Ponadto, Geofizyka Toruń realizowała w Polsce zlecenia m.in. dla takich podmiotów jak Exalo Drilling S.A, Gas Storage Poland Sp. z o.o., Lotos Petrobaltic S.A, ORLEN Upstream Sp. z o.o., PGE EJ1 Sp. z o.o. i innych.

W 2021 r. Spółka wykonała w Polsce na zlecenie Oddziału Geologii i Eksploatacji PGNiG ok. 206,0 km sejsmiki 2D oraz ok. 638,3 km² sejsmiki 3D. Łącznie spółka wykonała ok. 206,0 km sejsmiki 2D oraz ok. 2196,9 km² sejsmiki 3D w 2021 r.

Natomiast Oddział Geologii i Eksploatacji PGNiG wykonał w kraju ok. 214,8 kmb sejsmiki 2D oraz ok. 637,2 km² sejsmiki 3D.

Należąca do GK PGNiG EXALO Drilling S.A. świadczy usługi z zakresu prac wiertniczych oraz serwisowych zarówno dla GK PGNiG, jak i na rzecz podmiotów zewnętrznych. Spółka jest jednym z wiodących europejskich przedsiębiorstw z sektora wierceń lądowych posiadającym w swoim portfelu usług pełny zakres profesjonalnych serwisów otworowych.

Do najważniejszych kontraktów realizowanych w 2021 r. przez Grupę Kapitałową EXALO należały m.in.:

• na rzecz PGNiG: obsługa zakupionego urządzenia wiertniczego klasy 2 000 KM, świadczenie usług serwisowych, świadczenie usług w zakresie wiercenia oraz robót górniczych, w tym prowadzenie odwiertów w Pakistanie;
• na rzecz podmiotów zewnętrznych: wykonanie odwiertów dla kontrahentów w Pakistanie, Tanzanii, Czechach oraz zapewnienie serwisu cementacyjnego (tj. cementowanie rur okładzinowych) na Ukrainie.

Spółka realizowała także zlecenia dla Oddziału PGNiG w Pakistanie.

Największym odbiorcą usług spółki w 2021 r. była GK PGNiG. Do największych odbiorców spoza GK PGNiG można zaliczyć Orlen Upstream Sp. z o.o., Przedsiębiorstwo Budowy Kopalń PeBeKa S.A. oraz gminy i przedsiębiorstwa produkujące energię cieplną.

Spółka EXALO w 2021 r. prowadziła prace w 29 otworach wiertniczych o łącznym metrażu ok. 52,2 kmb oraz w 41 otworach rekonstrukcyjnych.

W 2021 r. Oddział Geologii i Eksploatacji PGNiG prowadził wiercenia w 26 otworach o łącznym metrażu ok. 39,6 kmb.

W ramach segmentu funkcjonują dwa magazyny gazu zaazotowanego (PMG Daszewo i PMG Bonikowo), których głównymi zadaniami jest regulowanie pracy systemu gazu zaazotowanego oraz zagospodarowanie gazu z kopalń gazu zaazotowanego.

Wskazane magazyny są traktowanie odrębnie od magazynów gazu wysokometanowego (wchodzących w skład segmentu Obrót i Magazynowanie) ze względu na inny rodzaj składowanego surowca oraz funkcję.