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 populært drivstoff ikke bare i husholdninger, men også i industrien. Det brukes i energisektoren, 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 drivstoffforsyningen når som helst.
Det første tegnet på endring var beslutningen som ble tatt i 2006 om å bygge LNG-terminalen i Świnoujście. LNG-terminalen gjorde det mulig å importere flytende naturgass fra flytende terminaler, som har vokst dynamisk rundt om i verden de siste årene. Det er nok å si at tankskip med LNG fra Qatar, USA, Norge, men også Nigeria og Trinidad og Tobago anløp denne havnen i 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. En faktisk – Norge, som er den nest største gassleverandøren til Europa etter Russland.
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 det ikke bare være lanseringen av en viktig investering, men også et gjennombrudd for statens energisikkerhet, som vil bety en reorientering av landets forsyning av gassdrivstoff.
Dette vil være kulminasjonen av en lang prosess med diversifisering av kilder og retninger for gassforsyning legger han merke til Pavel Majewski, Styreleder for Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo. – Polen har allerede nye muligheter til å skaffe råvarer, men bare lanseringen av Baltic Pipe vil bety slutten på avhengigheten av russiske leverandører. Avhengigheter hvis omfang gikk utover den rene forretningsdimensjonen han legger til.
PGNiG har forberedt lanseringen av Baltic Pipe i flere år og utvikler intenst lete- og produksjonsaktiviteter på norsk kontinentalsokkel. Poenget er at størst mulig mengde gass som vil strømme fra Norge til Polen kommer fra 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 målet. Det har imidlertid vært en periode med intenst arbeid 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 – i år så gjennombruddet.
Tilbake 5. januar 2021 kunngjorde PGNiG Upstream Norway at de hadde mottatt godkjenninger fra den norske regjeringen til å kjøpe eierandeler i to produserende felt – Kvitebjorn og Valemon i Nordsjøen – noe som gir selskapet ytterligere 0,2 milliarder kubikkmeter. naturgass per år.
I juni startet selskapet produksjonen fra Grasel-feltet sammen med sine lisenspartnere. Et interessant faktum er rekordtiden for utvikling av forekomsten. Produksjonen startet bare seks måneder etter den endelige investeringsbeslutningen. Dette ble muliggjort ved å utnytte den eksisterende infrastrukturen som støtter naboforekomstene.
I august ble Duva introdusert igjen, som vil tilføre ytterligere 0,2 milliarder kubikkmeter. Naturgass for utvinning 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 lisenspartnerne å redusere utslippene under enkeltarbeider knyttet til lanseringen av forekomsten. Et eksempel er beslutningen om å installere brønnhoder fra et skip i stedet for en offshoreplattform. Resultatet var en reduksjon på 60 prosent i karbonutslipp knyttet til operasjonen.
PGNiGs prestasjoner i Norge i år kulminerte med oppkjøpet av alle eiendeler fra INEOS E&P Norge i oktober. Takket være denne transaksjonen økte PGNiG Upstream Norways andel med andeler i 21 lisenser. Disse inkluderer Ormen Lange – det nest største gassfeltet på norsk kontinentalsokkel med utsikter til produksjon frem til 2045. I tråd med PGNiG Capital Groups strategi er de kjøpte eiendelene hovedsakelig naturgassforekomster. Som et resultat av oppkjøpet kom PGNiG inn i de ti beste selskapene med de største utvinnbare naturgassressursene på norsk kontinentalsokkel. Konsernet har i dag eiendeler som ca. 40 milliarder kubikkmeter kan utnyttes fra. blått drivstoff.
PGNiG legger også vekt på det økonomiske aspektet ved transaksjonen. Den endelige prisen for INEOS E&P Norge-anleggene var litt over 320 millioner dollar.
Dette er en svært lønnsom transaksjon som demonstrerer PGNiGs ekspertise på å investere i markedet for leting og produksjon av hydrokarboner. Kjøpet av INEOS E&P Norge-lisensen lar oss nå et av våre strategiske mål om sikkerhet og diversifisering av gassforsyningen, samtidig som vi legger til lovende eiendeler med høy lønnsomhet til vår portefølje understreket han Pavel Majewski.
Gruppen hvilte imidlertid ikke på laurbærene og startet en måned senere to nye brønner i Arfugl-feltet i Norskehavet. Dette er en av PGNiGs mest verdifulle eiendeler i regionen. Til tross for den svært vanskelige situasjonen knyttet til starten av koronaviruspandemien, startet operasjonen i april 2020. For tiden, etter fullføring av utbyggingsprosessen, produseres forekomsten i 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 Pavel MajewskiStyreleder i PGNiG. – Vi regner med at produksjonsvolumet vil øke til 2,6 milliarder kubikkmeter neste år, som er nesten dobbelt så høyt som i år. Dette er i stor grad et resultat av vellykkede oppkjøp, men også organisk vekst som følge av oppstart av produksjon fra nye felt og ytterligere boring i allerede produserende lisenser legger hun til.
Den gunstige balansen som PGNiG avslutter 2021 med i Norge viser konsernets effektivitet i å implementere strategiske prosjekter i utlandet. Som president Majewski påpeker, skyldes dette hovedsakelig nøye investeringsplanlegging. PGNiG Upstream Norway har fokusert på eiendeler som er nær allerede utnyttede felt. Dette gir muligheten til å bruke den eksisterende infrastrukturen og dermed – redusere kostnader og få fart på arbeidet. Men det viktigste er effekten: allerede neste år, når gassrørledningen Baltic Pipe skal settes i drift, vil PGNiG være klar til å sende om lag 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.»