PGNiGs investeringer i Norge øker Polens energisikkerhet

Yamal-kontrakten, der blått drivstoff fra russiske Gazprom ankommer Polen, er i ferd med å utløpe. Men takket være PGNiGs investeringer i utvinning av gass fra norsk sokkel, vil Polen endelig bli uavhengig av forsyninger fra øst.

Naturgass er et drivstoff som ikke bare kreves av husholdninger, men også av industri. Den brukes av energiindustrien, men den er også en nødvendig råvare, for eksempel for fabrikkene til Grupa Azoty, den største produsenten av kunstgjødsel i Sentral- og Øst-Europa. For tiden bruker Polen rundt 20 milliarder kubikkmeter naturgass per år, hvorav nesten halvparten importeres fra Russland.

Da en langsiktig gasskontrakt ble signert med Gazprom i 1996, kalt Yamal, hadde landet vårt ikke noe alternativ til forsyninger fra øst. Det var ingen infrastruktur for å bringe drivstoff fra en annen retning. Dette har gjort Polen utsatt for priser og politisk press fra Russland, noe som kan begrense overføringen av drivstoff når som helst.

Den første bølgen av endringer var beslutningen om å bygge en LNG-terminal i Świnoujście, tatt i 2006. Gassterminalen tillot import av flytende naturgass fra flytende terminaler, som de siste årene har vokst raskt rundt om i verden. Det er nok å si at LNG-tankere fra Qatar, USA, Norge, men også Nigeria og Trinidad og Tobago har anløpt denne havnen i Świnoujście.

Men for å gi et reelt alternativ til gass fra øst, trengte Polen rørledninger som ville tillate import av drivstoff fra andre retninger. Eller, faktisk, en: Norge, som er Europas nest største gassleverandør etter Russland.

Les også:

PGNiG håper å utvinne rundt 2,6 milliarder kubikkmeter i Norge i 2022. gass

Det er fra Norge, via Danmark, takket være gassrørledningen Baltic Pipe, at naturgass vil strømme til Polen, som vil erstatte volumene levert i dag av Gazprom under Yamal-kontrakten. Oppstart av en gassrørledning med en kapasitet på 10 milliarder kubikkmeter. planlagt til oktober neste år. Etter operatørene av gassindustrien vil det ikke bare være idriftsettelse av en viktig investering, men et vendepunkt for statens energisikkerhet, som vil bety en reorientering av forsyningsretningene for gassformig brensel til landet. .

Dette vil være kulminasjonen av en lang prosess med å diversifisere kilder og retninger for gassforsyninger – skrive ned Paweł Majewski, styreleder for Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo. – Polen har allerede nye muligheter til å skaffe råstoffet, men bare lanseringen av Baltic Pipe vil bety slutten på avhengigheten av den russiske leverandøren. Avhengigheter, hvis omfang gikk utover den rene bedriftsdimensjonen – Han legger til.

PGNiG har i flere år forberedt lanseringen av Baltic Pipe ved intensivt utvikling av lete- og produksjonsaktiviteter på norsk kontinentalsokkel. Poenget er at så mye gass som mulig som skal strømme fra Norge til Polen skal komme fra selskapets utvinning i denne regionen. Strategien til PGNiG Group indikerer at det hvert år bør være minst 2,5 milliarder kubikkmeter blått drivstoff.

PGNiG Upstream Norways produksjon har de siste årene svingt rundt 0,5 milliarder kubikkmeter. naturgass årlig – langt fra det fastsatte målet. For selskapet var det imidlertid en periode med intenst arbeid: leting etter nye forekomster, utvikling av de allerede oppdagede og nøye overvåking av markedet når det gjelder attraktive oppkjøp. Disse forberedelsene har endelig gitt resultater: dette året har vært et vendepunkt.

5. januar 2021 kunngjorde PGNiG Upstream Norway at de hadde fått godkjenning fra den norske administrasjonen til å kjøpe aksjer i to produksjonsfelt: Kvitebjorn og Valemon i Nordsjøen, som ga selskapet ytterligere 0,2 milliarder kubikkmeter. gass ​​per år.

Les også:

PGNiG Upstream Norway har startet ytterligere to brønner i Arfugl-feltet i Norskehavet

I juni startet selskapet sammen med sine lisenspartnere produksjon fra Grasel-feltet. Et interessant faktum er rekordutviklingstiden for forekomstene. Produksjonen startet først seks måneder etter endelig investeringsbeslutning. Dette var mulig takket være bruken av eksisterende infrastruktur som betjener nabofeltene.

På sin side lanserte den i august Duva, som vil legge til ytterligere 0,2 milliarder kubikkmeter. naturgass for produksjon av PGNiG Upstream Norway. Også her, takket være koblingen til eksisterende infrastruktur, kunne selskapet skilte med raske implementeringstider og dessuten reduksjon i utviklingskostnader og økologisk effektivitet. For å oppnå de beste miljøeffektene søkte konsesjonspartnerne å redusere utslippene under de enkelte arbeidene knyttet til oppstart av feltet. Et eksempel er beslutningen om å installere produksjonshodene fra et skip i stedet for en oljerigg. Resultatet var en 60 % reduksjon i karbondioksidutslipp fra denne operasjonen.

Kulminasjonen av PGNiGs suksesser i år i Norge var oppkjøpet av alle eiendeler til INEOS E&P Norge i oktober. Takket være denne transaksjonen har eierskapet til PGNiG Upstream Norway økt interessen for 21 lisenser. De inkluderer Ormen Lange, det nest største gassfeltet på norsk kontinentalsokkel, med produksjonsutsikter frem til 2045. I tråd med strategien til PGNiG Group er de kjøpte eiendelene i hovedsak naturgassfelt. Etter oppkjøpet kom PGNiG inn i topp ti av selskaper med de største utvinnbare naturgassressursene på norsk kontinentalsokkel. Selskapet har nå eiendeler som kan brukes til å utnytte cirka 40 milliarder kubikkmeter. blått drivstoff.

PGNiG legger også vekt på det økonomiske aspektet ved transaksjonen. Den endelige prisen som ble betalt for eiendelene til INEOS E&P Norge var litt over 320 millioner dollar.

Dette er en svært lønnsom operasjon som demonstrerer PGNiGs ekspertise innen investeringer i lete- og produksjonsmarkedet for hydrokarboner. Kjøpet av INEOS E&P Norge-lisensen lar oss nå et av de strategiske målene innen sikkerhet og diversifisering av gassforsyninger, og utvider samtidig vår portefølje med potensielle svært lønnsomme eiendeler – understreket han Paweł Majewski.

Konsernet hvilte imidlertid ikke på laurbærene og lanserte en måned senere to nye brønner på Arfugl-feltet i Norskehavet. Det er en av PGNiGs mest verdifulle eiendeler i denne regionen. Driften startet i april 2020, til tross for den svært vanskelige situasjonen knyttet til begynnelsen av koronaviruspandemien. For tiden, etter at utbyggingsprosessen er fullført, utføres produksjonen fra feltet gjennom syv brønner. På toppen av produksjonen vil Arfugl forsyne PGNiG Upstream Norway med cirka 5,7 milliarder kubikkmeter. naturgass årlig.

For tiden produserer PGNiG Upstream Norway råolje og naturgass fra 14 felt – å forklare Paweł Majewski, styreleder i PGNiG. – Vi regner med at produksjonsvolumet neste år øker til 2,6 milliarder kubikkmeter, så det blir nesten det dobbelte i forhold til i år. Dette er i stor grad et resultat av vellykkede oppkjøp, men også av organisk vekst etter oppstart av produksjon fra nye felt og ytterligere boring i eksisterende konsesjoner. – det er ferdig.

Den gunstige balansen som PGNiG lukker i 2021 i Norge viser effektiviteten til konsernet i å implementere strategiske prosjekter i utlandet. Som president Majewski påpeker, skyldes dette i stor grad nøye investeringsplanlegging. PGNiG Upstream Norway har investert i eiendeler som ligger i nærheten av allerede utnyttede felt. Dette lar deg bruke den eksisterende infrastrukturen og dermed redusere kostnadene og øke tempoet i arbeidet. Viktigst er likevel effekten: Neste år, når rørledningen Baltic Pipe lanseres, vil PGNiG være klar til å sende rundt 2,5 milliarder kubikkmeter fra Norge til landet. blått drivstoff per år. Som et resultat vil prosessen med å diversifisere og forbedre Polens energisikkerhet bli enda mer basert på PGNiG Groups egne ressurser.

Informasjonskilde: PAP MediaRoom

Kennard Benson

"Kaffeguru. Musikkspesialist. Vennlig skribent. Hengiven nettentusiast. Wannabe-analytiker. Fremtidig tenåringsidol."

Legg att eit svar

Epostadressa di blir ikkje synleg.