Yamal-kontrakten, der blått drivstoff fra russiske Gazprom strømmer til Polen, går ut. Men takket være PGNiGs investeringer i gassproduksjon på norsk sokkel vil Polen endelig bli uavhengig av forsyninger fra øst.
Naturgass er et drivstoff som etterspørres ikke bare i husholdninger, men også i industrien. Det brukes av energiindustrien, men det er også et nødvendig råstoff, 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 årlig, nesten halvparten av dette er importert fra Russland.
Da en langsiktig gasskontrakt med Gazprom, den såkalte Yamal-kontrakten, ble signert 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 prispress og politisk press fra Russland, noe som kunne begrense drivstofftransporten når som helst.
Den første svelgen av endringer var beslutningen som ble tatt i 2006 om å bygge en LNG-terminal i Świnoujście. 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 har anløpt Świnoujście.
Men for å kunne tilby et reelt alternativ til gass fra øst, trengte Polen gassrørledninger som ville tillate import av drivstoff fra andre retninger. Eller faktisk én – Norge, som er den nest største leverandøren av gass til Europa etter Russland.
Les også:
PGNiG håper å produsere om lag 2,6 milliarder kubikkmeter i Norge i 2022. gass
Fra Norge gjennom Danmark vil naturgass strømme til Polen takket være gassrørledningen Baltic Pipe, som vil erstatte volumene som i dag leveres av Gazprom under Yamal-avtalen. Igangkjøring av en gassrørledning med en kapasitet på 10 milliarder kubikkmeter. planlagt til oktober neste år. Ifølge folk fra gassindustrien vil dette ikke bare være lanseringen av en viktig investering, men et banebrytende øyeblikk for statens energisikkerhet, som vil bety en reorientering av landets gassbrenselforsyning.
Dette vil være kulminasjonen av en lang prosess med diversifisering av kilder og retninger for gassforsyning – konstaterer han Paweł Majewski, Styreleder for Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo. – Polen har allerede nye muligheter til å hente råstoffet, men bare markedslanseringen av Baltic Pipe vil bety slutten på avhengigheten av den russiske leverandøren. Avhengigheter som gikk utover den rene forretningsdimensjonen – han legger til.
PGNiG har i flere år forberedt lanseringen av Baltic Pipe ved å intensivt utvikle lete- og produksjonsaktiviteter på norsk sokkel. Poenget er at så mye gass som mulig som skal strømme fra Norge til Polen skal komme fra vår egen produksjon i denne regionen. Strategien til PGNiG Group ser for seg at det skal være minst 2,5 milliarder kubikkmeter blått drivstoff årlig.
De siste årene har produksjonen av PGNiG Upstream Norway svingt med rundt 0,5 milliarder kubikkmeter. naturgass per år – langt fra det fastsatte målet. Det har imidlertid vært en vanskelig tid for selskapet – å finne nye forekomster, utvikle de som allerede er oppdaget og nøye overvåke markedet for attraktive oppkjøp. Disse forberedelsene ga til slutt resultater – dette året var et gjennombrudd.
5. januar 2021 kunngjorde PGNiG Upstream Norway at de har mottatt tillatelser fra den norske regjeringen til å erverve eierandeler i to produserende felt – Kvitebjorn og Valemon i Nordsjøen, noe som gir selskapet ytterligere 0,2 milliarder kubikkmeter. naturgass per år.
Les også:
PGNiG Upstream Norway har startet ytterligere to brønner i Arfugl-feltet i Norskehavet
I juni startet selskapet produksjonen fra Grasel-feltet 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 eksisterende infrastruktur som forsyner naboforekomstene.
I august startet Duva på nytt, som vil tilføre ytterligere 0,2 milliarder kubikkmeter. Naturgass for produksjon av PGNiG Upstream Norway. Også her, takket være koblingen til eksisterende infrastruktur, kunne selskapet komme opp i en rask implementeringstid og i tillegg med reduksjon i utviklingskostnader og øko-effektivitet. For å oppnå de beste miljøeffektene forsøkte konsesjonspartnerne å redusere utslippene under enkeltarbeider knyttet til lanseringen av forekomsten. Et eksempel er beslutningen om å installere produksjonshoder fra et skip i stedet for en oljerigg. Resultatet var en 60 prosent reduksjon i karbonutslipp fra prosessen.
Kulminasjonen av PGNiGs suksesser i Norge i år var oppkjøpet av alle eiendeler fra INEOS E&P Norge i oktober. Takket være denne transaksjonen økte eierskapet til PGNiG Upstream Norway med andeler av 21 lisenser. Dette inkluderer Ormen Lange – det nest største gassfeltet på norsk kontinentalsokkel med et produksjonsperspektiv frem til 2045. I tråd med PGNiG Groups strategi er de kjøpte 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 er i stand til å utnytte omtrent 40 milliarder kubikkmeter. blått drivstoff.
PGNiG legger også vekt på det økonomiske aspektet ved transaksjonen. Den endelige prisen for INEOS E&P Norge-eiendelene 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. Kjøpet av INEOS E&P Norge-lisensen lar oss nå et av de strategiske målene innen området gassforsyningssikkerhet og diversifisering, samtidig som vi legger til lovende eiendeler med høy lønnsomhet til vår portefølje – understreket han Paweł Majewski.
Gruppen hvilte imidlertid ikke på laurbærene og startet en måned senere to nye brønner i 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 utbruddet av koronaviruspandemien. For tiden, etter fullføring av utviklingsprosessen, produseres forekomsten gjennom syv brønner. Ved toppproduksjon vil Arfugl levere cirka 5,7 milliarder kubikkmeter til PGNiG Upstream Norway. naturgass per år.
PGNiG Upstream Norway produserer for tiden råolje og naturgass fra 14 forekomster – å forklare Paweł MajewskiStyreleder i PGNiG. – Vi regner med at neste års produksjonsvolum øker til 2,6 milliarder kubikkmeter, som er nesten dobbelt så mye som i år. Dette skyldes i hovedsak vellykkede oppkjøp, men også organisk vekst gjennom oppstart av produksjon fra nye felt og ytterligere brønner i konsesjonene som allerede er i drift. – han legger til.
Den positive balansen som PGNiG lukker i Norge i 2021 viser effektiviteten til konsernet i gjennomføringen av strategiske prosjekter i utlandet. Som president Majewski påpeker, skyldes dette hovedsakelig nøye investeringsplanlegging. PGNiG Upstream Norway har investert i anlegg nær allerede utnyttede felt. Dette gir mulighet til å bruke den allerede eksisterende infrastrukturen og dermed – redusere kostnader og få fart på arbeidet. Men det viktigste er effekten: Når gassrørledningen Baltic Pipe settes i drift neste år, 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 diversifisering og forbedring av polsk energisikkerhet bli enda mer basert på PGNiG Groups egne ressurser.
Informasjonskilde: PAP MediaRoom
«Amatørkaffenerd. Lidenskapelig talsmann for øl. Tenker. Hardcore nettjunkie. Unapologetisk leser.»