Grasel zawiera przede wszystkim ropę, o udokumentowanych zasobach 13 mln boe (baryłki ekwiwalentu ropy). Jego eksploatacja ma ruszyć w IV kwartale 2021 r., czyli w tym samym okresie, w którym planowany jest start wydobycia gazu w ramach drugiej fazy zagospodarowania złoża Arfugl.
– Naszym niezmiennym priorytetem na Norweskim Szelfie Kontynentalnym pozostaje gaz ziemny, który po uruchomieniu gazociągu Baltic Pipe będziemy mogli przesyłać do Polski. Jesteśmy jednak zainteresowani również wydobyciem ropy naftowej, zwłaszcza gdy, tak jak w przypadku złoża Grasel, jej produkcja cechuje się wyjątkowo atrakcyjną rentownością – twierdzi Paweł Majewski, prezes PGNiG. Ujawnia, że w tym przypadku eksploatacja jest już opłacalna przy cenie ropy wynoszącej 15 USD. Jest tak przede wszystkim dzięki możliwości wykorzystania infrastruktury wydobywczej znajdujących się na innych pobliskich złożach. Polski koncern posiada 11,9 proc. udziałów w złożu Grasel. Operatorem jest firma Aker BP, a pozostałymi udziałowcami Equinor i Wintershall DEA.
Mniej optymistyczne dla koncernu są informacje dotyczące taryfy detalicznej zatwierdzonej przez prezesa URE dla zależnej firmy PGNiG Obrót Detaliczny. Dla wszystkich grup odbiorców zmalała ona o 4,5 proc. Jednocześnie bez zmian pozostały tzw. stawki opłat abonamentowych. Taryfa detaliczna dotyczy jedynie gospodarstw domowych, których firma obsługuje ponad 6 mln.
Prezes URE zatwierdził również taryfy dla operatorów: terminalu LNG w Świnoujściu i podziemnych magazynów gazu, czyli odpowiednio Polskiemu LNG oraz Gas Storage Poland, firmie zależnej od PGNiG. Tu zmiany są korzystne dla giełdowej grupy, gdyż średnie stawki za usługi regazyfikacji maleją o 9,3 proc. (PGNiG jest jedynym odbiorcą LNG trafiającego do Świnoujścia), a za usługi magazynowania wzrosły średnio o ok. 1,6 proc. Ciągle nie ma jednak decyzji w sprawie taryfy dystrybucyjnej dla PSG. Firma ta ma decydujący wpływ na wyniki w jednym z czterech kluczowych biznesów koncernu. TRF
