To dużo, zważywszy, że eksploatacja ruszyła dopiero w marcu, a cała ubiegłoroczna produkcja surowca grupy w tym kraju wyniosła 440,2 tys. ton. – Współpracujemy z uznanym partnerem, z którym łączy nas bogate doświadczenie w poszukiwaniach i eksploatacji węglowodorów także na innych koncesjach. Bliskość istniejącej już infrastruktury wydobywczej korzystnie wpłynie na koszty produkcji – mówi Jerzy Kwieciński, prezes PGNiG. Chodzi o zlokalizowaną w pobliżu instalację służącą do pozyskiwania surowców z wcześniej odkrytego złoża Vilje (polska spółka ma w nim 24,24 proc. udziałów). Dzięki temu nie trzeba było budować nowej infrastruktury, co pozwoliło na uzyskanie dużych oszczędności.
Tymczasem niskie koszty wydobycia są nie do przecenienia, zwłaszcza w sytuacji, gdy ceny ropy na światowych rynkach znajdują się znacznie poniżej odnotowywanych jeszcze w 2019 r. Koncern informuje, że zasoby ropy i gazu w złożu Skogul, przypadające na zależną firmę PGNiG Upstream Norway, wynoszą ok. 3,3 mln boe (baryłki ekwiwalentu ropy). Z tego zdecydowana większość, bo ok. 3 mln baryłek, stanowi ropa. Operatorem koncesji jest Aker BP, który posiada w niej 65 proc. udziałów. Pozostałe udziały należą do PGNiG Upstream Norway.
Obecnie polski koncern dysponuje w Norwegii udziałami w 31 koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych. Poczynione dotychczas inwestycje pozwoliły mu w trzy lata zwiększyć zasoby ropy i gazu z 80 mln boe do ok. 200 mln boe. PGNiG wydobywa obecnie surowce z siedmiu norweskich złóż. Poza Skogul i Vilje są to: Skarv, Morvin, Vale, Gina Krog i Ærfugl. Produkcja z tego ostatniego ruszyła w kwietniu, co oznacza, że w tym roku wydobycie grupy może być znacznie wyższe niż w latach poprzednich. Również w przypadku złoża Ærfugl koszty wydobycia są bardzo niskie, co z kolei wynika z podłączenia wykonanego odwiertu do znajdującej się w pobliżu platformy produkcyjno-magazynującej FPSO Skarv. W rezultacie produkcja zapewnia rentowność nawet przy cenie ropy wynoszącej ok. 15 USD za baryłkę. Plan zagospodarowania Ærfugl zakłada wykonanie sześciu odwiertów. Trzy mają być wykonane do końca tego roku, a dwa w 2021 r. Ponadto PGNiG prace inwestycyjne i analityczne prowadzi na kolejnych złożach. Chodzi o: Duva, Tommeliten Alpha, King Lear i Fogelberg. TRF
