Yamals kontrakt, der blått drivstoff fra russiske Gazprom strømmer til Polen, avsluttes. Men takket være PGNiGs investeringer i gassutvinning på norsk sokkel, vil Polen endelig bli uavhengig av forsyninger fra øst.
Naturgass er et sterkt etterspurt drivstoff, ikke bare i hjemmene, men også i industrien. 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, nesten halvparten av dette er importert fra Russland.
Da det i 1996 ble signert en langsiktig gasskontrakt med Gazprom, kalt Yamal-kontrakten, hadde landet vårt ikke noe alternativ til forsyninger fra øst. Det var ingen infrastruktur for å bringe drivstoff fra en annen retning. Dette gjorde Polen utsatt for politisk press og prispress fra Russland, noe som kunne begrense drivstoffoverføringen når som helst.
Den første endringen var beslutningen om å bygge en LNG-terminal i Świnoujście, tatt i 2006. Gassterminalen tillot 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 denne havnen i Świnoujście.
Men for å gi et reelt alternativ til østlig gass, trengte Polen rørledninger som ville tillate import av drivstoff fra andre retninger. Eller faktisk én: Norge, som er Europas nest største gassleverandør etter Russland.
Les også:
PGNiG forventer å utvinne cirka 2,6 milliarder kubikkmeter i Norge i 2022. gass
Det er fra Norge, via Danmark, takket være gassrørledningen Baltic Pipe, naturgass vil strømme til Polen, som vil erstatte volumene levert i dag av Gazprom under Yamal-kontrakten. Lansering av en gassrørledning med en kapasitet på 10 milliarder kubikkmeter. planlagt til oktober neste år. Etter folk i gassindustriens mening vil det ikke bare være lanseringen av en viktig investering, men et avgjørende øyeblikk for statens energisikkerhet, noe som vil bety en reorientering av retningene for forsyningen av drivstoffgass til land.
Dette vil være kulminasjonen av en lang prosess med å diversifisere kilder og retninger for gassforsyninger. – Merk Paweł Majewski, styreleder for Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo. – Polen har allerede nye muligheter til å hente råstoffet, men bare lanseringen av Baltic Pipe vil bety slutten på avhengigheten av den russiske leverandøren. Avhengighetsforhold, hvis omfang gikk utover den rene forretningsdimensjonen. – han legger til.
PGNiG har i flere år forberedt lansering av Baltic Pipe gjennom intensiv 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 eget utvinning i denne regionen. PGNiG Groups strategi tilsier at det skal være minst 2,5 milliarder kubikkmeter blått drivstoff årlig.
PGNiG Upstream Norways produksjon har de siste årene svingt rundt 500 millioner kubikkmeter. naturgass årlig – langt fra målet. For selskapet var det imidlertid en periode med intenst arbeid: å lete etter nye forekomster, utvikle de som allerede er oppdaget, og nøye overvåking av markedet med tanke på attraktive oppkjøp. Disse forberedelsene ga til slutt resultater – dette året ble et gjennombrudd.
5. januar 2021 kunngjorde PGNiG Upstream Norway at de hadde innhentet godkjennelser fra den norske administrasjonen for kjøp av aksjer i to produserende felt: Kvitebjorn og Valemon i Nordsjøen, som ga selskapet 0,2 milliarder ekstra kubikkmeter. gass per år.
Les også:
PGNiG Upstream Norway har lansert ytterligere to brønner i Arfugl-feltet i Norskehavet
I juni startet selskapet sammen med lisenspartnere produksjon fra Grasel-feltet. Et interessant faktum er rekordutviklingstiden for innskudd. Produksjonen startet kun seks måneder etter at den endelige investeringsbeslutningen ble tatt. Det var mulig takket være bruken av den eksisterende infrastrukturen som betjener de nærliggende varehusene.
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 tilknytningen til eksisterende infrastruktur, kunne selskapet skryte av en rask implementeringstid og i tillegg en reduksjon i utviklingskostnader og økologisk effektivitet. For å oppnå de beste miljøeffektene søkte konsesjonspartnerne å redusere utslippene under de enkelte arbeidene knyttet til feltutskytningen. Et eksempel er beslutningen om å installere produksjonshodene fra et skip i stedet for fra en oljerigg. Resultatet ble en 60 prosent reduksjon i karbondioksidutslipp fra denne operasjonen.
Kulminasjonen av årets suksesser for PGNiG i Norge var oppkjøpet av alle eiendelene til INEOS E&P Norge i oktober. Takket være denne transaksjonen økte eierskapet til PGNiG Upstream Norway med eierandeler med 21 lisenser. De inkluderer Ormen Lange, det nest største gassfeltet på norsk kontinentalsokkel, med produksjonsutsikter frem til 2045. I tråd med 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. Selskapet har nå eiendeler som kan brukes til å utvinne 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 meget fordelaktig transaksjon som demonstrerer PGNiGs kompetanse innen feltet 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 svært lønnsomme potensielle eiendeler. – han er stresset Paweł Majewski.
Konsernet hvilte imidlertid ikke på laurbærene og lanserte 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 starten av koronaviruspandemien. For øyeblikket, når utviklingsprosessen er fullført, utføres produksjonen fra forekomsten gjennom syv brønner. Ved toppproduksjon vil Arfugl forsyne PGNiG Upstream Norway med cirka 5,7 milliarder kubikkmeter. naturgass årlig.
PGNiG Upstream Norway produserer i dag råolje og naturgass fra 14 forekomster: 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 av i år. Dette er i stor grad et resultat av vellykkede oppkjøp, men også av organisk vekst som følge av lansering av ny feltproduksjon og ytterligere boring i konsesjonene som allerede er i drift. – utfyller.
Den gunstige balansen som PGNiG lukker i 2021 i Norge viser konsernets effektivitet i å implementere strategiske prosjekter i utlandet. Som president Majewski understreker, skyldes det i stor grad nøye investeringsplanlegging. PGNiG Upstream Norway har investert i eiendeler som ligger i nærheten av felt som allerede er utnyttet. Dette gjør det mulig å bruke eksisterende infrastruktur, og reduserer dermed kostnadene og øker arbeidstempoet. Det viktigste er imidlertid effekten: Neste år, når rørledningen Baltic Pipe lanseres, vil PGNiG være klar til å frakte cirka 2,5 milliarder kubikkmeter fra Norge til landet. blått drivstoff per år. Som et resultat vil prosessen med å diversifisere og forbedre Polens energisikkerhet i større grad være basert på PGNiG Groups egne ressurser.
Informasjonskilde: PAP MediaRoom
«Subtilt sjarmerende zombieelsker. Hipstervennlig tv-fanatiker. Profesjonell ølnerd. Skaper.»