PGNiG Upstream Norway zawarło umowę z A/S Norske Shell, w wyniku której pozyska udziały w złożach produkcyjnych Kvitebjørn i Valemon na Morzu Północnym. Dzięki transakcji własne wydobycie gazu w Norwegii przez Grupę Kapitałową PGN (PGNIG) wzrośnie w 2021 roku do 0,9 mld m sześc., a więc będzie o 45 proc. większe niż w 2019 roku.
Wydobywany z tych złóż gaz, wraz z wolumenami wynikającymi z wcześniejszych akwizycji zrealizowanych przez norweska spółkę PGNiG w okresie 2017–2020, będzie przesyłany do Polski po uruchomieniu gazociągu Baltic Pipe.
– To nasza kolejna transakcja na Norweskim Szelfie, która jest konsekwentną realizacją strategii Grupy Kapitałowej PGNiG. Służy dywersyfikacji dostaw gazu i poprawia bezpieczeństwo energetyczne Polski w oparciu o nasze własne zasoby. Podobnie jak w przypadku wcześniejszej tegorocznej transakcji, gdzie zwiększyliśmy nasze zaangażowanie w złożu Gina Krog, tak i ta akwizycja przełoży się na natychmiastowy i znaczący wzrost wydobycia gazu przez naszą spółkę na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, co będzie mieć pozytywny wpływ na wyniki operacyjne Grupy PGNiG – powiedział Jerzy Kwieciński, prezes zarządu PGNiG SA, wyłącznego właściciela PGNiG Upstream Norway.
W wyniku transakcji PGNiG Upstream Norway (PUN) stanie się, jako parter koncesyjny, właścicielem 6,45 proc. udziałów w złożu Kvitebjørn oraz 3,225 proc. w złożu Valemon. Dodatkowo, spółka nabędzie udziały w infrastrukturze służącej do transportu węglowodorów wydobywanych z tych złóż. PUN szacuje, że dzięki transakcji średnia dzienna produkcja węglowodorów – łącznie ropy i gazu - przez spółkę wzrośnie skokowo o ok. 30 procent.
W obu nowo zakupionych złożach dominują zasoby gazu ziemnego. Planowane wydobycie gazu z tych złóż w 2020 roku, odpowiadające zakupionym od Shell udziałom, stanowi ok. 70 procent obecnego wydobycia PUN w Norwegii. Dlatego transakcja pozwoli na natychmiastowy wzrost produkcji własnego gazu przez spółkę – w 2021 roku będzie ono o prawie 30 proc. wyższe niż zakładały dotychczasowe prognozy i o prawie połowę większe niż wyniosło wydobycie gazu przez PUN w 2019 roku. Zgodnie z szacunkami spółki, w latach 2023-28, a więc już po uruchomieniu gazociągu Baltic Pipe, oba złoża będą dostarczać spółce średnio ok. 0,2 mld m sześc. gazu rocznie.
Kvitebjørn to złoże zlokalizowane w północnej części Morza Północnego. Głębokość wody wynosi 190 metrów. Kvitebjørn odkryto w 1994 r., a plan zagospodarowania i eksploatacji złoża został zatwierdzony w 2000 roku. Złoże jest eksploatowane od 2004 r. z wykorzystaniem stałej platformy ze zintegrowanym urządzeniem wiertniczym. Gaz jest przesyłany podmorskim rurociągiem do terminalu w Kollsnes, natomiast kondensat jest transportowany rurociągiem wpiętym do Troll Oil Pipeline II do terminalu w Mongstad.
Valemon to złoże położone w bezpośrednim sąsiedztwie na zachód od pola Kvitebjørn. Głębokość wody wynosi 135 metrów. Valemon został odkryty w 1985 roku. Plan zagospodarowania i eksploatacji został zatwierdzony w 2011 r. a produkcja ruszyła w 2015 roku. Złoże jest zagospodarowane za pomocą stałej platformy produkcyjnej z uproszczonym procesem separacji węglowodorów. Platforma jest zdalnie sterowana z centrum operacyjnego na lądzie. Kondensat i gaz są transportowane rurociągiem do złoża Kvitebjørn i dalej rurociągiem podmorskim do terminalu przetwórczego w Mongstad.
Umowa z Shell musi zostać jeszcze zaakceptowana przez norweską administrację naftową i fiskalną. Po sfinalizowaniu transakcji, PGNiG Upstream Norway powiększy portfolio koncesji, w których posiada udziały, o 4 kolejne koncesje i będzie posiadać udziały w sumie w 32 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Intensyfikacja akwizycji złóż w ciągu czterech ostatnich lat pozwoliła Spółce zwiększyć jej zasoby gazu ziemnego i ropy naftowej z 80 mln do ponad 200 mln boe obecnie.
PGNiG Upstream Norway wydobywa już ropę naftową i gaz ziemny z 7 złóż: Skarv, Morvin, Vale, Vilje, Gina Krog, Skogul i Aerfugl. Prace inwestycyjne i analityczne prowadzone są na pięciu kolejnych złożach: Duva, Tommeliten Alpha, King Lear, Aerfugl Outer oraz Shrek.
