Kierunek: Norwegia

Polska zużywa rocznie mniej więcej 20 mld metrów sześciennych gazu ziemnego. Obecnie prawie połowa tego zapotrzebowania jest zaspokajana dostawami z kierunku wschodniego, z którego jeszcze kilkanaście lat temu do Polski trafiało prawie 90% potrzebnego w kraju paliwa.

Początek zmian to niewątpliwie decyzja o budowie terminalu LNG w Świnoujściu. Wybudowany w 2006 roku gazoport stał się bramą, którą do Polski zaczął napływać LNG – skroplony gaz ziemny z dynamicznie rozwijających się na świecie terminali skraplających. Do dziś terminal LNG przyjął około 150 dostaw, głównie z wiodącego prym na rynku skroplonego gazu Kataru, ale także z USA, Nigerii, Trynidadu i Tobago czy znacznie bliżej położonej Norwegii – drugiego po Rosji dostawcy gazu dla Europy.

To właśnie z Norwegii przez Danię, dzięki gazociągowi Baltic Pipe, popłynie do Polski gaz ziemny, który zastąpi wolumeny dostarczane dziś przez Gazprom w ramach kontraktu jamalskiego. Uruchomienie gazociągu o przepustowości 10 mld m sześc. zaplanowano na czwarty kwartał przyszłego roku. W ocenie osób z branży gazowniczej, będzie to nie tylko oddanie do użytku ważnej inwestycji, ale moment przełomowy dla bezpieczeństwa energetycznego państwa, oznaczający reorientację kierunków zaopatrzenia kraju w paliwo gazowe. Dzięki Baltic Pipe wydobywany także przez PGNiG na polach Norweskiego Szelfu Kontynentalnego gaz ziemny nie będzie wymagał procedury skraplania i regazyfikacji, ale popłynie bezpośrednio do krajowego systemu gazociągów podobnie, jak obecnie gaz ziemny płynie gazociągiem Jamał-Europa.

PGNiG od kilku lat przygotowuje się do uruchomienia Baltic Pipe cały czas rozwijając swoją działalność na szelfie norweskim. Cały wysiłek prac poszukiwawczych i wydobywczych ma tylko jeden cel: aby jak największa ilość gazu, który popłynie z Norwegii do Polski, pochodziła z własnego wydobycia spółki w tym rejonie. Strategia GK PGNiG wskazuje, że rocznie powinno to być co najmniej 2,5 mld m sześciennych błękitnego paliwa.

Przez kilka ostatnich lat wydobycie PGNiG Upstream Norway oscylowało w granicach 0,5 mld m sześc. gazu ziemnego rocznie – daleko od wyznaczonego celu. Dla spółki był to jednak okres wytężonej pracy – poszukiwania nowych złóż, zagospodarowania już odkrytych oraz uważnego śledzenia rynku pod katem atrakcyjnych akwizycji. Te przygotowania wreszcie przyniosły efekt – w tym roku nastąpił przełom.

Już 5 stycznia 2021 r. PGNiG Upstream Norway poinformowało o uzyskaniu zgód norweskiej administracji na przejęcie udziałów w dwóch produkujących złożach – Kvitebjørn i Valemon na Morzu Północnym, które zapewniły spółce dodatkowe 0,2 mld m sześc. gazu rocznie.

W czerwcu, razem z partnerami koncesyjnymi, spółka uruchomiła w rekordowo krótkim czasie produkcję ze złoża Gråsel. Produkcja ruszyła zaledwie pół roku od momentu podjęcia ostatecznej decyzji inwestycyjnej. Było to możliwe dzięki wykorzystaniu już istniejącej w infrastruktury, która obsługuje sąsiednie złoża. Również, dzięki podłączeniu do istniejącej infrastruktury, spółka mogła pochwalić się szybkim czasem realizacji oraz obniżeniem kosztów zagospodarowania i efektywnością ekologiczną w sierpniu, gdy rozpoczęła eksploatację na złożu Duva. To kolejne 0,2 mld m sześc. gazu ziemnego do wydobycia przez PGNiG Upstream Norway. Warto podkreślić, że aspekty środowiskowe są stale wysokim priorytetem dla PGNiG oraz partnerów koncesyjnych. zmniejszenie emisji dwutlenku węgla o 60 procent podczas procesu uruchamiania złoża było możliwe między innymi dzięki przeprowadzeniu instalacji głowic eksploatacyjnych ze statku zamiast z platformy wiertniczej.

Kulminacją tegorocznych sukcesów PGNiG w Norwegii było przejęcie w październiku wszystkich aktywów INEOS E&P Norge. Dzięki tej transakcji stan posiadania PGNiG Upstream Norway powiększył się o udziały w 21 koncesjach. Obejmują one między innymi Ormen Lange – drugie co do wielkości złoże gazowe na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, z perspektywą produkcji do 2045 roku. Zakupione aktywa to, zgodnie ze strategią GK PGNiG, przede wszystkim złoża gazu ziemnego. W efekcie akwizycji PGNiG weszło do pierwszej dziesiątki firm z największymi zasobami wydobywalnymi gazu ziemnego na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Koncern dysponuje obecnie aktywami, z których można wyeksploatować ok. 40 mld m sześc. błękitnego paliwa. Grupa nie spoczęła jednak na laurach i miesiąc później uruchomiła dwa nowe odwierty na złożu Ærfugl na Morzu Norweskim. To jedno z najcenniejszych aktywów PGNiG w tym rejonie. Obecnie produkcja ze złoża prowadzona jest za pomocą siedmiu otworów. W szczytowym okresie Ærfugl zapewni PGNiG Upstream Norway ok. 5,7 mld metrów sześc. gazu ziemnego rocznie.

„Aktualnie PGNiG Upstream Norway wydobywa ropę naftową i gaz ziemny z 14 złóż” – wyjaśnia w rozmowie z PAP Paweł Majewski, prezes zarządu PGNiG. „Szacujemy, że w przyszłym roku wolumen produkcji wzrośnie do 2,6 mld metrów sześc., a więc będzie prawie dwa razy wyższy niż w tym roku. To w dużym stopniu efekt udanych akwizycji, ale również wzrostu organicznego w konsekwencji uruchomienia produkcji z nowych złóż oraz dodatkowych odwiertów na już eksploatowanych koncesjach” – uzupełnia.

Korzystny bilans, jakim PGNiG zamyka 2021 r. w Norwegii, pokazuje skuteczność grupy w realizacji strategicznych projektów za granicą. Jak podkreśla prezes Majewski, to w dużym stopniu zasługa starannego planowania inwestycji. PGNiG Upstream Norway postawiło na aktywa leżące w pobliżu już eksploatowanych złóż. Daje to możliwość wykorzystania już istniejącej infrastruktury, a co za tym idzie – obniżenia kosztów i przyspieszenia tempa prac. Najważniejszy jest jednak efekt – już w przyszłym roku, kiedy ruszy gazociąg Baltic Pipe, PGNiG będzie gotowe przesyłać z Norwegii do kraju ok. 2,5 mld m sześc. błękitnego paliwa rocznie. Dzięki temu proces dywersyfikacji i poprawy bezpieczeństwa energetycznego Polski będzie w jeszcze większym stopniu oparty na własnych zasobach GK PGNiG.