Kierunek: Norwegia

Materiał informacyjny PGNiG
Udostępnij:
Bezpieczeństwo energetyczne naszego kraju wymaga, abyśmy przestali być zależni od jednego kierunku dostaw tak strategicznego paliwa jakim jest gaz ziemny. Prowadzone od lat inwestycje stopniowo zwiększają udział dostaw gazu z innych niż wschodnia stron świata. Jednak dopiero realizacja projektów ostatnich lat, a nawet miesięcy przybliżyła nas na tyle do pełnej dywersyfikacji źródeł gazu, że z czystym sumieniem możemy przestawić naszą uwagę z osi wschód – zachód na oś północ- południe. PGNiG czeka jedynie na zakończenie prac przy gazociągu Baltic Pipe, by przestawić zwrotnicę naszej energetycznej transformacji.

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.

Dołącz do nas na Facebooku!

Publikujemy najciekawsze artykuły, wydarzenia i konkursy. Jesteśmy tam gdzie nasi czytelnicy!

Polub nas na Facebooku!

Dołącz do nas na Twitterze!

Codziennie informujemy o ciekawostkach i aktualnych wydarzeniach.

Obserwuj nas na Twiterze!

Kontakt z redakcją

Byłeś świadkiem ważnego zdarzenia? Widziałeś coś interesującego? Zrobiłeś ciekawe zdjęcie lub wideo?

Napisz do nas!

Materiał oryginalny: Kierunek: Norwegia - Polska Times

Przejdź na stronę główną Nowości Gazeta Toruńska
Dodaj ogłoszenie