PGNiG zawarło umowę z Norske Shell

PGNiG SA
źródło: PGNiG SA
Dodany: 22.09.2020
Informacja producenta

 
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 PGNiG wzrośnie w 2021 roku do 0,9 mld metrów sześciennych, a więc będzie o 45% większe niż w 2019 roku.

 
REKLAMA

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.

Jerzy Kwieciński

prezes zarządu PGNiG SA, wyłącznego właściciela PGNiG Upstream Norway

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.

Warto wiedzieć

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.

W wyniku transakcji PGNiG Upstream Norway (PUN) stanie się, jako parter koncesyjny, właścicielem 6,45% udziałów w złożu Kvitebjørn oraz 3,225% 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 około 30%.

W obu nowo zakupionych złożach dominują zasoby gazu ziemnego. Planowane wydobycie gazu z tych złóż w 2020 roku, odpowiadające zakupionym od Shell udziałom, stanowi około 70% obecnego wydobycia PUN w Norwegii. Dlatego transakcja pozwoli na natychmiastowy wzrost produkcji własnego gazu przez spółkę – w 2021 roku będzie ono o prawie 30% 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 około 0,2 mld m³ gazu rocznie.

PGNiG Upstream Norway wydobywa już ropę naftową i gaz ziemny z 7 złóż:

Warto wiedzieć

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. Kondensat i gaz są transportowane rurociągiem do złoża Kvitebjørn i dalej rurociągiem podmorskim do terminalu przetwórczego w Mongstad.

  • Skarv,
  • Morvin,
  • Vale,
  • Vilje,
  • Gina Krog,
  • Skogul,
  • Aerfugl.

Prace inwestycyjne i analityczne prowadzone są na pięciu kolejnych złożach:

  • Duva,
  • Tommeliten Alpha,
  • King Lear,
  • Aerfugl Outer,
  • Shrek.

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.


Good Przydatny artykuł (0)
Bad Mógłby być ciekawszy (0)







Partnerzy