Majewski: Baltic Pipe-drivstoff erstatter Gazprom-gassforsyninger

Yamal-traktaten, ifølge hvilken blått drivstoff strømmer fra Russlands Gazprom til Polen, går ut på dato. Men takket være PGNiGs investeringer i gassproduksjon på norsk sokkel, vil Polen endelig bli uavhengig av forsyninger fra øst. PGNiGs suksess i Norge var oppkjøpet av eiendelene til INEOS E&P Norge i oktober

Naturgass er etterspurt ikke bare i husholdninger, men også i industrien. Det brukes av energiindustrien, men det er også et råstoff som trengs for eksempel til fabrikkene til Grupa Azoty, den største produsenten av kunstgjødsel i Sentral- og Øst-Europa. Polen bruker i dag rundt 20 milliarder kubikkmeter naturgass årlig, nesten halvparten av dette er importert fra Russland.

Da en langsiktig gasskontrakt, den såkalte Yamal-kontrakten, ble signert med Gazprom i 1996, hadde landet vårt ikke noe alternativ til forsyninger fra øst. Det var ingen infrastruktur for å bringe drivstoff fra noen annen retning. Dette gjorde Polen sårbart for pris- og politisk press fra Russland, noe som kunne begrense drivstofftransporten når som helst.

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

Men for å kunne tilby et reelt alternativ til gass fra øst, trengte Polen gassrørledninger som ville tillate landet å importere drivstoff fra andre retninger. Eller faktisk Norge, som er den nest største gassleverandøren til Europa etter Russland.

Naturgass vil strømme fra Norge via Danmark til Polen takket være gassrørledningen Baltic Pipe, som erstatter volumene levert i dag av Gazprom under Yamal-kontrakten. Igangkjøring av en gassrørledning med en kapasitet på 10 milliarder kubikkmeter. planlagt i oktober neste år. Fra gassindustriens ståsted vil det ikke bare være idriftsettelse av en viktig investering, men også et gjennombrudd for statens energisikkerhet, som vil medføre en reorientering av landets gassforsyning.

Dette vil være kulminasjonen av en lang prosess med å diversifisere kilder og retninger for gassforsyninger, bemerker Paweł Majewski, administrerende direktør i Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG). «Polen har allerede nye muligheter for å skaffe råstoffet, men bare introduksjonen av Baltic Pipe vil bety slutten på landets avhengighet av russiske leverandører. Avhengigheter som gikk utover den rene forretningsdimensjonen, legger han til.

PGNiG har i flere år forberedt lanseringen av Baltic Pipe ved å intensivt utvikle lete- og produksjonsaktiviteter på norsk kontinentalsokkel. Poenget er at størst mulig mengde gass som skal strømme fra Norge til Polen skal komme fra regionens egen produksjon. PGNiG Groups strategi er at det skal være minst 2,5 milliarder kubikkmeter blått drivstoff årlig.

De siste årene har PGNiG Upstream Norways utslipp svingt rundt 0,5 milliarder kubikkmeter. Naturgass årlig – langt fra målet. Det var imidlertid en tid med intenst arbeid for selskapet – å lete etter nye forekomster, benytte seg av de som allerede var oppdaget, og nøye overvåking av markedet for attraktive oppkjøp. Disse forberedelsene har endelig gitt resultater – dette året ble et gjennombrudd.

5. januar 2021 kunngjorde PGNiG Upstream Norway at de hadde fått godkjenning fra den norske administrasjonen til å kjøpe aksjer i to produserende felt – Kvitebjorn og Valemon i Nordsjøen – som vil gi selskapet ytterligere 0,2 milliarder kubikkmeter. Gass per år.

I juni startet selskapet produksjonen fra Graseler Feld sammen med lisenspartnere. Et interessant faktum er rekordtiden for innskuddsutvikling. Produksjonen startet bare seks måneder etter den endelige investeringsbeslutningen. Dette ble muliggjort ved å bruke den eksisterende infrastrukturen som betjener de nærliggende lagringsplassene.

I sin tur lanserte Duva i august, som vil legge til ytterligere 0,2 milliarder kubikkmeter. Naturgass for produksjon av PGNiG Oppstrøms Norge. Også her, takket være koblingen til eksisterende infrastruktur, kunne selskapet komme opp med en rask implementeringstid og i tillegg en reduksjon i utviklingskostnader og øko-effektivitet. For å oppnå best mulig miljøpåvirkning forsøkte konsesjonspartnerne å redusere utslippene fra enkeltverk i forbindelse med innføringen av feltet. Et eksempel er beslutningen om å installere produksjonshodene fra et skip i stedet for en oljerigg. Resultatet var en 60 prosent reduksjon i karbondioksidutslipp fra denne prosessen.

Høydepunktet i PGNiGs suksesser i Norge i år var oppkjøpet av alle eiendeler til INEOS E&P Norge i oktober. Takket være denne transaksjonen ble PGNiG Upstream Norways eierskap økt med andeler i 21 lisenser. Dette inkluderer Ormen Lange – det nest største gassfeltet på norsk kontinentalsokkel med produksjonsutsikter frem til 2045. I henhold til PGNiG-konsernets strategi er de ervervede eiendelene i hovedsak naturgassforekomster. Som et resultat av oppkjøpet kom PGNiG inn i de ti beste selskapene med de største utvinnbare naturgassressursene på norsk kontinentalsokkel. Konsernet har nå eiendeler som kan utvinne rundt 40 milliarder kubikkmeter. blått drivstoff.

PGNiG legger også vekt på det økonomiske aspektet ved transaksjonen. Den endelige kjøpesummen for INEOS E&P Norges eiendeler var litt over 320 millioner dollar.

Dette er en svært fordelaktig transaksjon som demonstrerer PGNiGs ekspertise i å investere i markedet for leting og produksjon av hydrokarboner. Med kjøpet av INEOS E&P Norge-konsesjonen, oppnår vi et av de strategiske målene innen området sikkerhet og diversifisering av gassforsyningen og utvider samtidig vår portefølje med lovende eiendeler med høy lønnsomhet – understreket Paweł Majewski.

Gruppen hvilte imidlertid ikke på laurbærene og startet to nye brønner i Arfugl-feltet i Norskehavet en måned senere. 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 utbruddet av koronaviruspandemien. For tiden, etter at utviklingsprosessen er fullført, utføres produksjonen fra forekomsten gjennom syv brønner. På toppen av produksjonen vil Arfugl forsyne PGNiG Upstream Norway med cirka 5,7 milliarder kubikkmeter. Naturgass årlig.

PGNiG Upstream Norway produserer for tiden olje og gass fra 14 reservoarer, forklarer Paweł Majewski, administrerende direktør i PGNiG. – Vi anslår at produksjonsvolumet vil øke til 2,6 milliarder kubikkmeter neste år, nesten dobbelt så høyt som i år. Dette er i hovedsak et resultat av vellykkede oppkjøp, men også den organiske veksten som følge av produksjonsstart fra nye forekomster og ytterligere boring i konsesjonene som allerede er i drift, legger han til.

Den positive balansen som PGNiG konkluderer med i Norge i 2021 viser effektiviteten til konsernet i gjennomføringen av strategiske prosjekter i utlandet. Som president Majewski understreker, skyldes dette hovedsakelig nøye investeringsplanlegging. PGNiG Upstream Norway har investert i anlegg nær allerede utnyttede felt. Dette gjør det mulig å bruke den eksisterende infrastrukturen og dermed – redusere kostnader og få fart på arbeidet. Men den viktigste er effekten – neste år, når gassrørledningen Baltic Pipe settes i drift, vil PGNiG være klar til å flytte 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.

Les også: Majewski: Vi forbereder oss på den økte etterspørselen etter gass

PAP / mt