Skokowy wzrost wydobycia gazu w Norwegii

PGNiG Upstream Norway zawarło umowę z A/S Norske Shell, w wyniku której pozyska udziały w złożach produkcyjnych Kvitebjørn i Valemon na Morzu Północnym. Dzięki transakcji własne wydobycie gazu w Norwegii przez Grupę Kapitałową PGNiG wzrośnie w 2021 roku do 0,9 mld m sześc., a więc będzie o 45 proc. większe niż w 2019 r.

Wydobywany z tych złóż gaz, wraz z wolumenami wynikającymi z wcześniejszych akwizycji zrealizowanych przez norweska spółkę PGNiG w okresie 2017–2020, będzie przesyłany do Polski po uruchomieniu gazociągu Baltic Pipe.

– 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. Podobnie jak w przypadku wcześniejszej tegorocznej transakcji, gdzie zwiększyliśmy nasze zaangażowanie w złożu Gina Krog, tak i ta akwizycja przełoży się na natychmiastowy i znaczący wzrost wydobycia gazu przez naszą spółkę na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, co będzie mieć pozytywny wpływ na wyniki operacyjne Grupy  – powiedział Jerzy Kwieciński, prezes zarządu PGNiG.

W wyniku transakcji PGNiG Upstream Norway (PUN) stanie się właścicielem 6,45 proc. udziałów w złożu Kvitebjørn oraz 3,225 proc. w złożu Valemon. Dodatkowo, spółka nabędzie udziały w infrastrukturze służącej do transportu węglowodorów wydobywanych z tych złóż. 

W obu nowo zakupionych złożach dominują zasoby gazu ziemnego. Planowane wydobycie gazu z tych złóż w 2020 r., odpowiadające zakupionym od Shell udziałom, stanowi ok. 70 procent obecnego wydobycia w Norwegii. Dlatego transakcja pozwoli na natychmiastowy wzrost produkcji własnego gazu przez spółkę – w 2021 r. będzie ono o prawie 30 proc. wyższe niż zakładały dotychczasowe prognozy. Zgodnie z szacunkami spółki, w l. 2023-28, a więc już po uruchomieniu gazociągu Baltic Pipe, oba złoża będą dostarczać spółce średnio ok. 0,2 mld m sześc. gazu rocznie.

Kvitebjørn to złoże zlokalizowane w północnej części Morza Północnego. Głębokość wody wynosi 190 m. Kvitebjørn odkryto w 1994 r., a plan zagospodarowania i eksploatacji złoża został zatwierdzony w 2000 r. Złoże jest eksploatowane od 2004 r. z wykorzystaniem stałej platformy ze zintegrowanym urządzeniem wiertniczym. Gaz jest przesyłany podmorskim rurociągiem do terminalu w Kollsnes, natomiast kondensat jest transportowany rurociągiem wpiętym do Troll Oil Pipeline II do terminalu w Mongstad.

Valemon to złoże położone w bezpośrednim sąsiedztwie na zachód od pola Kvitebjørn. Głębokość wody wynosi 135 m. Valemon został odkryty w 1985 r. Plan zagospodarowania i eksploatacji został zatwierdzony w 2011 r. a produkcja ruszyła w 2015 r. Złoże jest zagospodarowane za pomocą stałej platformy produkcyjnej z uproszczonym procesem separacji węglowodorów. Platforma jest zdalnie sterowana z centrum operacyjnego na lądzie. Kondensat i gaz są transportowane rurociągiem do złoża Kvitebjørn i dalej rurociągiem podmorskim do terminalu przetwórczego w Mongstad.

PGNiG Upstream Norway wydobywa już ropę naftową i gaz ziemny z 7 złóż: Skarv, Morvin, Vale, Vilje, Gina Krog, Skogul i Aerfugl. Prace inwestycyjne i analityczne prowadzone są na pięciu kolejnych złożach: Duva, Tommeliten Alpha, King Lear, Aerfugl Outer oraz Shrek.