W toku podjętych działań zlecono opracowanie raportu pt. CCS – Projekt Koncepcyjny Składowania CO2 w Zawodnionych Strukturach (B-101, Aquifer B3) na Obszarze Morza Bałtyckiego, poddający analizie możliwości realizacji magazynowania CO2. W toku dalszych rozmów z organami państwowymi, spotkano się z szeregiem barier, które zebrano w tzw. Zielonej Księdze opracowanej wspólnie z Grupą AZOTY S.A. W Księdze wskazano również szanse i sposobu rozwiązania pewnych problemów prawnych i technicznych. Przybliżono również stosowane rozwiązania światowe, a przede wszystkim europejskie.
Kluczowe projekty rozwojowe Segmentu wydobywczego
Polska
Projekt B8 - zagospodarowanie złoża ropy naftowej na Morzu Bałtyckim
Projekt realizowany jest przez spółkę celową B8 Sp. z o.o. Baltic S.K.A. W 2021 roku ze złoża B8 wydobywano ropę naftową i współwystępujący gaz ziemny na średnim poziomie 3,4 tys. boe/d (-7,7% r/r). Równolegle, na przestrzeni 2021 roku prowadzone były prace związane z uruchamianiem i przetestowaniem systemu sprężania gazu. W październiku 2021 roku rozpoczęto przesył gazu ze złoża B8 do elektrociepłowni Energobaltic we Władysławowie. Ponadto, prowadzone były prace związane ze zmianą konfiguracji systemu zatłaczania wody morskiej w celu zwiększenia ilości zatłaczanej wody. Prace te zakończono z sukcesem w październiku 2021 roku, przez co umożliwiono zwiększenie ilości zatłaczanej wody do złoża, co ma wpływ na szybszy wzrost ciśnienia złożowego i zwiększenie wydobycia węglowodorów. W grudniu 2021 roku, z sukcesem przeprowadzono 30 dniowy test wszystkich bloków technologicznych platformy wraz z systemem zatłaczania wody po jego zmianie konfiguracji. Projekt jest na etapie przejścia do fazy rozliczenia i zamknięcia projektu.
Kluczowe parametry projektu B8 (udział Grupy Kapitałowej LOTOS):
- udział GK LOTOS: 100%
- rezerwy 2P: 32,1 mln boe na dzień 31.12.2021 (91% ropa naftowa, 9% gaz ziemny)
- aktualne wydobycie: 3,4 tys. boe/d (średnia w 2021 roku)
Pełna zdolność Centrum Produkcyjnego została osiągnięta w 4 kw. 2020 roku, jednak termin zwiększenia wolumenów wydobycia ropy do średniego poziomu 5,0 tys. boe/d w okresie 5 lat jest uzależniony od pełnej realizacji zakładanych warunków technicznych oraz od sytuacji makroekonomicznej, w szczególności zaś od notowań ropy na globalnych rynkach.
Projekt B4/B6 - zagospodarowanie złóż gazu ziemnego na Morzu Bałtyckim
Projekt B4/B6 dotyczy zagospodarowania złóż gazu ziemnego na Morzu Bałtyckim przy współpracy z partnerem, firmą CalEnergy Resources Poland Sp. z o.o. Projekt realizowany jest poprzez spółki celowe Baltic Gas Sp. z o.o. oraz Baltic Gas Sp. z o.o. i wspólnicy Sp. k. Udział LOTOS w projekcie wynosi 51%. Zasoby wydobywalne złóż B4/B6 w kategorii 2C szacowane są na poziomie 4,8 mld m³ gazu (udział 100%).
Projekt znajduje się obecnie na etapie przygotowania do podjęcia finalnej decyzji inwestycyjnej (ang. Final Investment Decision, FID). Projekt został zdefiniowany od strony technicznej i był przygotowany do FID na początku roku 2020. Pierwotnie zakładany termin decyzji FID zbiegł się jednak w czasie z początkiem pandemii Covid-19 oraz kryzysem na rynku surowców, szczególnie gazu ziemnego, które zanotowały najniższy poziom cen w historii. Czynniki te nie sprzyjały podjęciu FID, zgodnie z pierwotnie zakładanym harmonogramem. Na przestrzeni 2021 roku nastąpiło odwrócenie się tendencji na rynku gazu ziemnego, którego notowania kształtują się obecnie na rekordowo wysokim poziomie. Widoczna jest jednak przy tym bardzo duża dynamika zmian na rynku gazu oraz bardzo duża niepewność dot. poziomu cen w średnim i długim terminie. Dodatkowo, wracają obawy związane z kolejnymi mutacjami koronawirusa i ich negatywnym wpływem na gospodarkę światową. Obserwowana duża zmienność i niepewność na rynku nie sprzyja podejmowaniu decyzji biznesowych o realizacji nowych przedsięwzięć. Podjęcie decyzji inwestycyjnej w projekcie B4/B6 zakładane jest w warunkach stabilizacji sytuacji rynkowej.
W ramach projektu kontynuowane są prace w ramach tzw. fazy przygotowawczej (przed podjęciem decyzji FID). W szczególności, w 2021 roku realizowano następujące kluczowe prace: (i) realizowano proces związany z pozyskaniem wymaganych zgód administracyjnych i środowiskowych i własnościowych; (ii) uzyskano decyzję środowiskową dla zakładu lądowego; (iii) wykonano badania archeologicznych wzdłuż trasy planowanego gazociągu; (iv) prowadzono dialog z urzędami administracji w celu zatwierdzenia aktualizacji wydanych decyzji administracyjnych.
Kluczowe parametry projektu B4/B6 (udział LOTOS):
- udział LOTOS: 51%
- zasoby 2C: 17,9 mln boe na dzień 31 grudnia 2021 roku
- decyzja inwestycyjna: planowana w warunkach stabilizacji sytuacji rynkowej
- planowane wydobycie: 4,2 tys. boe/dzień (średnia 5-letnia od uruchomienia produkcji)
Norwegia
Projekt Yme - zagospodarowanie złoża ropy naftowej w Norwegii
Projekt Yme jest w końcowej fazie zagospodarowania i rozruchów na morzu. Operatorem złoża jest firma Repsol, udział LOTOS Norge w projekcie wynosi 20%. W październiku 2021 roku, potwierdzono uruchomienie wydobycia ropy naftowej ze złoża (ang. First Oil) – rozpoczęła się produkcja z jednego otworu. W dniu 25 grudnia 2021 r. potwierdzono pierwszą sprzedaż ropy ze złoża Yme.
Realizacja projektu Yme odbywa się na podstawie nowego planu zagospodarowania złoża, który został zatwierdzony w marcu 2018 r. Na przestrzeni 2021 roku realizowana była faza rozruchów offshore, z podłączaniem i uruchamianiem systemów produkcyjnych. Kolejny istotny kamień milowy osiągnięty został w sierpniu 2021 r., kiedy operator otrzymał zgodę regulatora na uruchomienie produkcji ze złoża Yme, z wykorzystaniem platformy Maersk Inspirer. Równolegle, w maju 2021 r., operator zawarł szereg umów warunkowych z Maersk Drilling, Havila Sirius i innymi podmiotami. Ich wykonanie doprowadziło do przejęcia przez Repsol obowiązków stałego operowania platformą Maersk Inspirer oraz do zmiany jej właściciela.
Pozostałe rezerwy wydobywalne złoża YME w kategorii 2P szacowane są na 12,5 mln boe dla udziału LOTOS według stanu na dzień 31 grudnia 2021 roku. Średnie wydobycie ze złoża Yme w perspektywie 5 lat prognozowane jest na poziomie ok. 5 tys. bbl/dzień dla udziału LOTOS Norge.
Kluczowe parametry projektu Yme (udział LOTOS)
- udział GK LOTOS: 20%
- rezerwy 2P: 12,5 mln boe/d na dzień 31 grudnia 2021 (100% ropa naftowa)
- rozpoczęcie wydobycia: październik 2021 roku
- planowane wydobycie: 5,0 tys. boe/d (średnia 5-letnia od uruchomienia produkcji)
- operator: Repsol Norge AS
Nowy projekt rozwojowy: NOAKA
Projekt NOAKA dotyczy zagospodarowania odkrytych złóż w obszarze na północ od Heimdal: Frigg Gamma Delta, Langfjellet, Liatårnet, Rind, Fulla oraz Froy, których operatorem jest firma AkerBP, a także złóż Krafla oraz Askja, w których LOTOS nie posiada udziałów, a których operatorem jest firma Equinor. Projekt znajduje się na etapie przygotowania do zagospodarowania. We wrześniu 2021 r. osiągnięto ważny kamień milowy w ramach projektu. Spółka LOTOS Norge podpisała z AkerBP umowę dotyczącą tzw. harmonizacji udziałów na koncesjach w obszarze NOA (North of Alvheim) oraz Fulla. Dokument reguluje wymianę udziałów pomiędzy LOTOS Norge a AkerBP w 8 koncesjach: PL873, PL026B, PL364, PL442, PL442B, PL442C, PL874, PL026. W wyniku podpisanej umowy, efektywny i jednolity udział LOTOS w koncesjach wyniesie 12,3%. Dokonano także wyboru koncepcji zagospodarowania dla obszaru NOA oraz Fulla – osiągnięto bramkę decyzyjną DG2. Harmonogram projektu zakłada przygotowanie planu zagospodarowania złóż (bramka decyzyjna DG3) do końca 2022 roku oraz możliwość uruchomienia wydobycia (First Oil) w 2027 roku.
NOAKA jest jednym z kluczowych projektów rozwojowych na Szelfie Norweskim, z łącznym potencjałem ponad 500 mln boe zasobów wydobywalnych (udział 100%). Dla Grupy LOTOS projekt stanowi bazę do długofalowego rozwoju w Norwegii, przy współpracy z kluczowymi operatorami na Szelfie – AkerBP i Equinor.
Nowy projekt rozwojowy: Trell/Trine
Projekt dotyczy zagospodarowania złóż Trell i Trine zlokalizowanych w obszarze Heimdal. Operatorem jest firma AkerBP. Efektywny udział LOTOS w projekcie wyniesie 11,9%. Projekt znajduje się na etapie przygotowania do zagospodarowania. W grudniu 2021 r. osiągnięto ważny kamień milowy w ramach projektu. Dokonano wyboru koncepcji zagospodarowania dla złóż Trell i Trine – osiągnięto bramkę decyzyjną DG2. Wybrana koncepcja zakłada zagospodarowanie z wykorzystaniem infrastruktury FPSO (ang. floating production, storage and offloading ) w obszarze Alvheim. Harmonogram projektu zakłada przygotowanie planu zagospodarowania złóż (bramka decyzyjna DG3) do końca 2022 oraz możliwość uruchomienia wydobycia (First Oil) w 2025 roku. Potencjał zasobowy złóż Trell i Trine szacowany jest na ok. 2,6 mln boe dla udziału LOTOS.
Kluczowe nowe inicjatywy rozwojowe
Spółka LOTOS Petrobaltic, jako operator aktywów w obszarze Morza Bałtyckiego, realizuje szereg inicjatyw rozwojowych, które mają na celu zdywersyfikowanie przedmiotu działalności i źródeł przychodów.
Powołano Konsorcjum LPB-NET-AGH w celu realizacji projektu złożonego w konkursie NCBR NTE w zakresie produkcji zielonego wodoru z elektrolizy realizowanej na pokładzie Platformy LOTOS Petrobaltic. Wodór będzie produkowany w procesie elektrolizy z wody morskiej, co samo w sobie jest innowacyjnym rozwiązaniem technologicznym. Wodór będzie spalany w turbogeneratorze platformy Petrobaltic, mieszany z gazem ziemnym wysyłanym do Energobaltic we Władysławowie i jako trzeci wariant gaz sprężany i transportowany na ląd w postaci sprężonej. Wniosek zostanie złożony do NCBR do 12 stycznia, gdzie w przeciągu 2-3 miesięcy będzie przez NCBR rozstrzygnięty.
Kolejny projekt z konkursu NCBR. Opracowano wniosek, który ma być złożony do NCBR, do 12 stycznia. Projekt zakłada budowę pływającej turbiny wiatrowej (PTW) w okolicach platform na polu B8 do realizacji zasilania owych platform. Będzie to pierwsza tego typu instalacja na Morzu Bałtyckim, wprowadzająca tę technologię do Polski na obszar Bałtyku. Projekt zakłada realizację tematu w konsorcjum trzech partnerów; LOTOS Petrobaltic, Politechniki Gdańskiej i Grupy Przemysłowej Baltic.
Z założenia, PTW ma zasilać platformę, ale również daje szanse na dalsze zaangażowanie Platformy LOTOS Petrobaltic w budowę systemów produkcji wodoru i innych systemów energochłonnych, np. przygotowania CO2 do zatłoczenia do złoża w technologii EOR-CCS.
Udział LOTOS Petrobaltic S.A. w przedsięwzięciu badań, budowy i eksploatacji Morskich Farm Wiatrowych umożliwia zbudowanie polskiego armatora floty OFFSHORE i instalatora Morskich Farm wiatrowych stymulując jednocześnie przemysł ciężki w Polsce oraz docelowo instalatora Morskich Farm Wiatrowych również w Europie i na świecie.
Obszary w ramach MEW w których LOTOS Petrobaltic S.A. rozwija i planuje rozwijać swoje kompetencje:
- Hydrografia: W ramach dywersyfikacji działalności, LOTOS Petrobaltic świadczy podmiotom zewnętrznym usługi badań geotechnicznych oraz geofizycznych na Bałtyku. Dzięki temu, spółka jest już aktywnym uczestnikiem rynku MEW.
- Jednostki do budowy MFW: Dynamiczny rozwój Morskiej Energetyki Wiatrowej sprawia, że w drugiej połowie tej dekady będzie brakować dużych statków instalacyjnych. LOTOS Petrobaltic podjął kroki w celu uruchomienia projektu budowy następujących jednostek instalacyjnych: (i) jednostka do instalacji fundamentów – ang. Wind Turbine Foundation Installation Vessel (WTFIV); (ii) jednostka do instalacji turbin – ang. Wind Turbine Installation Vessel (WTIV); (iii) jednostka do układania kabli – ang. Cable Laying Vessel (CLV).
- Serwis O&M: Utrzymanie i serwisowanie instalacji MEW to kluczowy element łańcucha wartości w długookresowej perspektywie. Skuteczne zajęcie pozycji rynkowej w tej dziedzinie wymaga obecności armatora i operatora uniwersalnych statków offshore (Service Operation Vessel – SOV) oraz statków do transportu personelu (Crew Transport Vessel – CTV). LOTOS Petrobaltic posiadając doświadczenie w przeprowadzaniu operacji morskich oraz w skutecznym zarządzaniu flotą jednostek specjalistycznych, mając w swoich zasobach jednostki SOV oraz CTV może w przyszłości zająć pozycję takiego operatora, co pozwoli wpływać na kształtowanie łańcucha usług MEW i zapewnić w nim stosowny udział polskich spółek. LOTOS Petrobaltic popisał porozumienie z Grupą LOTOS, PKN Orlen, Agencją Rozwoju Przemysłu oraz Grupą Przemysłową BBaltic w sprawie budowy oraz zakontraktowania jednostek serwisowych.
