W przyszłym roku grupa PGNiG chce wydobyć w Norwegii 0,9 mld m sześc. gazu. Wcześniejsza prognoza zakładała, że będzie to 0,7 mld m sześc. Zwiększenie wydobycia to konsekwencja podpisanych w tym roku umów na zakup udziałów w kilku złożach.
Dywersyfikacja dostaw
PGNiG Upstream Norway, firma zależna od PGNiG zawarła właśnie umowę z A/S Norske Shell, w wyniku której pozyska udziały w złożach produkcyjnych Kvitebjorn i Valemon znajdujących się na Morzu Północnym. W pierwszym z nich kupuje prawie 6,5 proc. udziałów, a w drugim ponad 3,2 proc. Dodatkowo nabędzie udziały w infrastrukturze służącej do transportu węglowodorów wydobywanych z tych złóż. Wartości umowy nie podano. Do jej finalizacji konieczne jest jeszcze uzyskanie odpowiednich zgód od norweskiej administracji naftowej i fiskalnej.
W obu złożach dominującym surowcem jest błękitne paliwo. PGNiG Upstream Norway szacuje, że dzięki właśnie podpisanym umowom oraz niedawno nabytym udziałom w złożu Gina Krog, w 2021 r. zwiększy średnią dzienną produkcję węglowodorów (łącznie ropy i gazu) o ok. 30 proc. w stosunku do pierwotnych prognoz. – To nasza kolejna transakcja na norweskim szelfie, która jest konsekwentną realizacją strategii grupy kapitałowej PGNiG. Służy dywersyfikacji dostaw gazu i poprawia bezpieczeństwo energetyczne Polski w oparciu o nasze własne zasoby – mówi Jerzy Kwieciński, prezes PGNiG. Dodaje, że ta akwizycja przełoży się na natychmiastowy i znaczący wzrost wydobycia, co będzie mieć pozytywny wpływ na wyniki grupy.
Surowiec do Baltic Pipe
Pozytywny jej skutek ma być widoczny także w dłuższej perspektywie. W latach 2023–2028, a więc już po uruchomieniu gazociągu Baltic Pipe, oba kupowane właśnie złoża będą dostarczać firmie średnio ok. 0,2 mld m sześc. gazu rocznie. W efekcie wydobycie ze złóż znajdujących się już w fazie produkcyjnej i zagospodarowania może w latach 2026–2027 sięgnąć 2,2 mld m sześc. Tym samym koncern zbliży się do 2,5 mld z własnego wydobycia, którymi planował zapełnić zarezerwowane moce w Baltic Pipe. Połączenie to ma zostać oddane do użytku pod koniec 2022 r. Jego przepustowość wyniesie 10 mld rocznie, z czego 8,3 mld zarezerwowało PGNiG. Spółka, poza surowcem z własnego wydobycia, zamierza wypełnić gazociąg surowcem kupowanym w Norwegii od innych firm. Obecnie prowadzone są w tej sprawie rozmowy.
W wyniku zawartych transakcji PGNiG Upstream Norway zwiększy portfel posiadanych koncesji do 32. Dokonywane zakupy w ostatnich czterech latach pozwoliły firmie zwiększyć zasoby gazu i ropy z 80 mln boe (baryłki ekwiwalentu ropy) do ponad 200 mln boe obecnie. PGNiG Upstream Norway wydobywa już ropę i gaz z siedmiu złóż. Są to: Skarv, Morvin, Vale, Vilje, Gina Krog, Skogul i Aerfugl. Z kolei prace inwestycyjne i analityczne prowadzone są na złożach: Duva, Tommeliten Alpha, King Lear, Aerfugl Outer i Shrek.
