Do 31 wzrosła w maju liczba koncesji koncernu na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Spółka zależna, czyli PGNiG Upstream Norway, sfinalizowała umowę z lutego na kupno udziałów w dwóch złożach. To oznacza więcej własnego gazu dla polskiego koncernu. Za ok. 2,5 roku paliwo popłynie do Polski rurociągiem Baltic Pipe.
Gazowe złoża polskiej firmy w Norwegii mają strategiczne znaczenie. To stamtąd błękitne paliwo ma popłynąć z końcem 2022 r. rurociągiem Baltic Pipe przez Danię do Polski. 30 kwietnia Gaz-System poinformował o podpisaniu kontraktu z włoską firmą Saipem na budowę 275-kilometrowej rury, która zgodnie z harmonogramem ma być gotowa w październiku 2022 r., a której najważniejszym celem jest uniezależnienie naszego kraju od dostaw gazu z Rosji (kontrakt jamalski kończy się 31 grudnia 2022 r., a PGNiG zadeklarował już, że nie chce jego przedłużenia).
– Ogromnie cieszy nas, że domknięcie naszych najnowszych akwizycji na Norweskim Szelfie Kontynentalnym zbiegło się w czasie z ogłoszeniem rozpoczęcia budowy Baltic Pipe. To właśnie tym połączeniem już w 2022 roku do Polski popłynie gaz ziemny wydobywany przez PGNiG z norweskich złóż, a dzięki kolejnym przejęciom i wchodzeniu kolejnych złóż w fazę produkcji sprowadzanego z Norwegii gazu będzie coraz więcej - powiedział Jerzy Kwieciński, prezes PGNiG.
Zgodnie z planem, a nawet nieco szybciej niż zakładano, ruszyła produkcja ze złoża Ærfugl. Rozpoczęło się także wydobycie ropy naftowej ze złoża Skogul. PGNiG Upstream Norway wydobywa już ropę naftową i gaz ziemny z siedmiu złóż: Skarv, Vilje, Vale, Morvin, Gina Krog oraz ze wspomnianych już Skogul i Ærfugl.
Zasoby wydobywalne Ærfugl są oceniane na ok. 300 milionów baryłek ekwiwalentu ropy naftowej (boe), a roczne wydobycie gazu przypadające na PGNiG powinno wynieść w szczytowym roku produkcji około 0,5 mld m sześc. Ze względu na prognozowane wysokie przypływy gazu z odwiertów na Ærfugl partnerzy koncesyjni zdecydowali się po raz pierwszy na świecie zastosować głowice eksploatacyjne o średnicach przelotowych zwiększonych do 7 cali.
Shrek w PGNiG
PGNiG działa na norweskim szelfie od 2007 roku. W ciągu ostatnich trzech lat koncern zwiększył swoje zasoby wydobywalne węglowodorów w tym rejonie z ok. 80 mln do ok. 200 mln boe. Tak duże zwiększenie poziomu zasobów jest efektem akwizycji udziałów w norweskich złożach z ostatnich kilku lat. Są to zarówno zakupy udziałów w złożach jeszcze nieeksploatowanych, jak i tych będących w zaawansowanej fazie zagospodarowania. Jedno z nich odkryte jesienią ubiegłego roku na Morzu Norweskim zostało nazwane Shrek.
Historia jego odkrycia jest dla PGNiG w Norwegii sukcesem pod wieloma względami. To było pierwsze wiercenie w ramach koncesji oznaczonej PL838, jednej z czterech, na których PGNiG ma status operatora. Operator kieruje pracami poszukiwawczymi, pozyskuje niezbędne pozwolenia, współpracuje z władzami lokalnymi, odpowiada za przygotowanie i realizację planu wierceń oraz np. kontraktuje podwykonawców. Jest swoistym liderem koncesji. Wykonany jesienią 2019 roku odwiert na koncesji PL838 był też pierwszym, jakiego koncern dokonał właśnie w roli operatora w Norwegii. I od razu udanym. Złoże Shrek znajduje się w odległości około 5 km od pływającej jednostki produkcyjnej i magazynującej FPSO Skarv, co umożliwi szybkie i opłacalne włączenie go do produkcji.
Nowe złoża PGNiG
Na przełomie 2020 i 2021 roku planowane jest rozpoczęcie wydobycia ze złoża Duva, w 2024 roku rozpoczęcie produkcji ze złoża Tommeliten Alpha, a w 2025 roku ze złoża King Lear.
Według szacunków PGNiG dzięki wszystkim obecnie posiadanym aktywom, bez uwzględnienia kolejnych akwizycji, spółka będzie mogła w 2024 roku wydobywać ok. 1 mld, a w 2026 – już 2 mld m sześc. gazu rocznie, czyli cztery razy więcej niż obecnie (dla porównania wydobycie gazu w Polsce to ok. 4 mld m sześc.). PGNiG Upstream Norway nie wyklucza jednak sfinalizowania kolejnych akwizycji jeszcze w tym roku.
KB
