Polacy na norweskim szelfie. Nowe koncesje dla PGNiG i rozpoczęcie produkcji z kolejnych złóż

Nowe koncesje dla PGNiG w 2020 r.

PGNiG jest obecny na szelfie norweskim od 2007 roku, poprzez specjalnie powołaną do tego spółkę córkę – PGNiG Upstream Norway. Tego bowiem wymaga norweskie prawo. Dziś koncern posiada w Norwegii 31 koncesji.

Początek 2020 roku można określić jako dobry dla norweskich działań PGNiG. W styczniu tego roku spółka wzbogaciła swoje portfolio o trzy nowe koncesje przydzielone w ramach corocznej rundy koncesyjnej (APA 2019) organizowanej przez norweskie Ministerstwo Ropy Naftowej i Energii. Dwie z nowo otrzymanych koncesji – PL1064 i PL 1009B znajdują się na Morzu Norweskim, natomiast koncesja PL636C na Morzu Północnym. We wszystkich trzech przypadkach PGNiG jest partnerem na eksploatowanym złożu. Operatorem dwóch koncesji: PL1009B oraz PL1064 jest globalny gigant, amerykańska firma ConocoPhillips – jeden z największych na świecie koncernów energetycznych. W wypadku tych koncesji PGNiG jest partnerem, ale na czterech innych pełni rolę operatora. To właśnie operator w ramach współpracy firm na koncesji jest odpowiedzialny za zatwierdzone przez norweskie władze prace. Norweska spółka córka PGNiG uzyskała także ostateczną zgodę od norweskich władz na zakup dodatkowych 10 proc. udziałów w koncesjach PL636 i PL636B na Morzu Północnym – w złożu Duva. Udział PGNiG Upstream Norway wzrósł w obu koncesjach do 30 proc. W ten sposób wolumen wydobycia gazu ziemnego ze złoża Duva wzrośnie do 0,2 mld m sześc. rocznie, a produkcja z niego rozpocznie się na przełomie 2020 i 2021 roku.

W lutym zawarto umowę ze firmą Aker BP, wskutek której do 11,3 proc. zwiększył się udział PGNiG Upstream Norway eksploatowanym od 2017 roku w złożu Gina Krog, a spółka wzbogaciła się też o 11,92 proc. udziałów w nieeksploatowanym jeszcze złożu Alve Nord. Zaś pod koniec lutego Dyrektoriat Ropy Naftowej Norwegii zgodził się na rozpoczęcie wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego na koncesji PL460, ze złoża Skogul. Zwiększy to przypadającą na PGNiG produkcję o ponad 4 tys. boe (baryłek ekwiwalentu ropy naftowej) dziennie. Pod koniec kwietnia norweska spółka PGNiG Upstream Norway uruchomiła pierwszy odwiert produkcyjny na złożu Ærfugl. Plan zagospodarowania złoża zakłada wykonanie 6 odwiertów w dwóch fazach. Ten z którego właśnie uruchomiono produkcję, jest pierwszym z trzech zaplanowanych w ramach drugiej fazy zagospodarowania Ærfugl.

Złoża norweskie kluczowe w strategii PGNiG

Złoża norweskie są jednym z głównych filarów strategii dywersyfikacji dostaw polskiego gazowego giganta. W latach 2017-2019 norweska spółka pozyskała udziały w sześciu złożach: Ærfugl, Skogul, Fogelberg, Tommeliten Alpha, King Lear i Duva. W tym czasie nabyła również udziały w siedmiu nowych koncesjach. Wielkość udokumentowanych zasobów przypadających na PGNiG w Norwegii w ciągu ostatnich trzech lat wzrosła z ok. 80 mln do ok. 200 mln boe.

Istotnym wydarzeniem ubiegłego roku było wykonanie pierwszego wiercenia na koncesji oznaczonej PL838. To jedna z czterech koncesji, na której PGNiG ma status operatora. Odwiert tam wykonany był pierwszym, jaki został wykonany przez koncern w roli operatora w Norwegii – i od razu udanym. Złoże otrzymało nazwę „Shrek”. Wstępne szacunki wskazują, że znajdują się tam zasoby mieszczące się w przedziale między 19 a 38 mln boe. Co ważne, złoże znajduje się w odległości 5 km od pływającej jednostki produkcyjnej o magazynującej – Skarv FPSO, co pozwoli na szybkie i przede wszystkim opłacalne włączenie złoża do produkcji. Warto podkreślić, że Skarv (tłum. Kormoran) jest najnowocześniejszą obecnie konstrukcją tego typu na świecie. W dużym skrócie jest to statek, którego zadaniem jest wydobycie, oczyszczenie, przechowywanie, a następnie przeładowanie dalej ropy naftowej i gazu.

Rok 2019 był bardzo obfitym w zwiększanie udziałów w poszczególnych licencjach.

• Czerwiec 2019 – nabycie 22,2 proc. udziałów w złożu King Lear
• Lipiec 2019 – zakup 20 proc. udziałów w złożu Duva
• Listopad 2019 – zakup dodatkowych 10 proc. udziałów w złożu Duva (finalizacja w 2020 r.)

Łącznie PGNiG Upstream Norway jest operatorem na czterech koncesjach oraz partnerem w pozostałych. Prezes spółki podkreśla, że mają one kluczowe znaczenie dla bezpieczeństwa energetycznego kraju – w tym dla strategicznego projektu – gazociągu Baltic Pipe.

– Zakup złóż na Norweskim Szelfie Kontynentalnym jest jednym z priorytetów inwestycyjnych Grupy Kapitałowej PGNiG. Chcemy, aby jak największa część gazu, który popłynie z Norwegii do Polski po uruchomieniu gazociągu Baltic Pipe, pochodziła z naszego własnego wydobycia. To element naszej strategii dywersyfikacji i wzmocnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju. W ten sposób budujemy również pozycję polskich spółek na rynkach zagranicznych – mówi Jerzy Kwieciński, prezes PGNiG SA.

Dr hab. Mariusz Ruszel, profesor Katedry Ekonomii Wydziału Zarządzania z Politechniki Rzeszowskiej oraz prezes Instytutu Polityki Energetycznej im. I. Łukasiewicza, podkreśla, że norweski gaz wraz z dostawami LNG, a także wydobyciem krajowym może doprowadzić do zmiany reguł gry na rynku gazu przede wszystkim Europy Środkowo-Wschodniej.

- Możliwość sprowadzenia gazu z różnych źródeł od różnych dostawców daje możliwość zdywersyfikowania struktury kontraktowej, a także negocjowania lepszych warunków cenowych. Istotne są również formuły Incoterms (reguły w handlu międzynarodowym – red.) w ramach kontraktów gazowych. Po doprowadzeniu surowca z nowych źródeł w dalszej kolejności powinniśmy rozbudować infrastrukturę gazową wewnątrz kraju a dalej zbudować odpowiednie przepustowości połączeń międzysystemowych gazu tzw. interkonektorów, które pozwoliłyby nie tylko nam skorzystać z globalnego rynku gazu, ale też stać się państwem, które jest w stanie poprzez gaz ziemny eksportować niezależność geoekonomiczną. Chodzi o to, że im więcej tego gazu z takich źródeł jak Norwegia, tym większa jest szansa na to, że gaz ziemny w Europie Środkowo-Wschodniej przestanie być sprzedawany po cenie politycznej, a zacznie zyskiwać znamiona tzw. ceny ekonomicznej, która jest wypadkową gry rynkowej, a nie decyzji politycznej rosyjskiego dostawcy, który może stosować niedozwolone praktyki – podsumowuje dr Mariusz Ruszel.

Baltic Pipe

Projekt gazociągu Baltic Pipe pojawił się już w 2001 roku. Gazociąg z Norwegii do Polski chciała budować ekipa premiera Jerzego Buzka. Rząd AWS nie zdążył przeprowadzić inwestycji, a kolejny gabinet - Leszka Millera - odstąpił od realizacji inwestycji. Plan powrócił dopiero za ekipy Prawa i Sprawiedliwości.

Gazociąg norweski ma na celu utworzenie nowego korytarza dostaw gazu dla Polski i szerzej – dla europejskiego rynku. Ma on umożliwić przesyłanie gazu bezpośrednio ze złóż zlokalizowanych w Norwegii na rynki w Danii i w Polsce, a poprzez połączenie z istniejącą i rozbudowywaną infrastrukturą – także do odbiorców w sąsiednich krajach. Do Polski będzie mogło nim popłynąć ok. 10 mld m sześc. gazu rocznie. Gazociąg budują wspólnie polski Gaz-System oraz duński Energinet, którzy będą też jego operatorami. Ostateczna decyzja inwestycyjna została podjęta dwa lata temu. Jego budowa została właśnie rozpoczęta – operatorzy podpisali umowy z wykonawcami na odcinkach Norwegia-Dania i Dania-Polska – a uruchomienie gazociągu jest planowane na październik 2022 r. Gazociąg, obok zwiększonych dostaw gazu LNG dla PGNiG do gazoportu w Świnoujściu oraz zwiększenia przez PGNiG wydobycia krajowego, ma zapewnić odpowiedni poziom dywersyfikacji dostaw gazu do Polski, szczególnie po wygaśnięciu kontraktu jamalskiego na dostawy gazu z Rosji.

Eksploatacja złóż w Norwegii

Norweski rząd co roku rozdziela wśród firm działających na szelfie nowe koncesje. Tamtejsze prawo działa w ten sposób, aby zachęcić firmy krajowe, jak i zagraniczne do eksploatowania złóż. Ma się to przełożyć na konkurencję – a to gwarantuje władzom maksymalizację wykorzystania zasobów. Tamtejsze władze trzymają jednak firmy działające na rynku w dużym rygorze prawnym – spółki muszą mieć zgodę na wszystkich etapach inwestycji: od przyznania koncesji, poprzez badania poszukiwawczo-wydobywcze, sejsmiczne, a także eksploatację złóż. Sama koncesja nie jest przyznawana pojedynczym spółkom, lecz grupom firm, które wnioskują o nią w ramach przetargów. Ministerstwo Ropy i Energii wskazuje również operatora, który jest odpowiedzialny za zatwierdzone działania. Partnerzy muszą udowodnić poziom swojej wiedzy, siły finansowej do realizacji inwestycji oraz doświadczenie. Koncesjonariusze dzielą się wiedzą, kosztami, a także przychodami. Norweskie prawo wymaga również utworzenia od międzynarodowych firm naftowych spółki w Norwegii – stąd PGNiG Upstream Norway – która musi spełnić lokalne wymogi dotyczące struktury, finansów, a także organizacji pracy. Władze stawiają jasno cel – doprowadzenie do wiercenia otworu w czasie nie dłuższym niż 4 lata od przydziału koncesji. Koncesje, na których prace nie są prowadzone – są odbierane.

Władzom norweskim zależy na maksymalizacji wartości wpływów inwestycji realizowanych na szelfie norweskim. W tym celu stworzono specjalny system podatkowy, a także przewidziano ulgi dla firm działających na terenie Norwegii.

Wszystkie złoża gazu na szelfie norweskim szacuje się obecnie na ok. 1,54 bln m sześc. Teoretycznie, gdyby całość tych zasobów przeznaczyć tylko na zużycie w Polsce, to przy średnim rocznym zużyciu gazu na poziomie 18 mld m sześc, starczyłoby nam na 85 lat. Norweskie władze podają, że w 2019 r. wykonano 57 odwiertów poszukiwawczych, o cztery więcej niż rok wcześniej. Na Morzu Północnym wykonano 37 otworów poszukiwawczych, 15 na Morzu Norweskim i 5 na Morzu Barentsa. W ubiegłym roku przyznano również 83 koncesje produkcyjne. W ramach prowadzonych na szelfie prac od co roku potwierdzanych jest średnio ok. 80 milionów m sześc. nowych zasobów gazu ziemnego.

Artykuł powstał we współpracy z PGNIG.