Kończy się kontrakt jamalski, na mocy którego do Polski płynie błękitne paliwo od rosyjskiego Gazpromu. Ale dzięki inwestycjom PGNiG w wydobycie gazu na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, Polska wreszcie uniezależni się od dostaw ze Wschodu.

Gaz ziemny jest paliwem pożądanym nie tylko w gospodarstwach domowych, ale także w przemyśle. Korzysta z niego energetyka, ale stanowi również surowiec niezbędny chociażby dla fabryk Grupy Azoty, największego producenta nawozów sztucznych w Europie Środkowej i Wschodniej. Obecnie Polska zużywa rocznie ok. 20 mld m sześciennych gazu ziemnego, z czego prawie połowę importuje z Rosji.

Gdy w 1996 roku podpisywano wieloletni kontrakt gazowy z Gazpromem, nazwany jamalskim, nasz kraj nie miał żadnej alternatywy dla dostaw ze Wschodu. Brakowało infrastruktury, która umożliwiłaby sprowadzenie paliwa z innego kierunku. Uczyniło to Polskę podatną na presję cenową i polityczną Rosji, która w każdej chwili mogła ograniczyć przesył paliwa.

Pierwszą jaskółką zmian była decyzja o budowie terminala LNG w Świnoujściu podjęta w 2006 roku. Gazoport umożliwił import skroplonego gazu ziemnego z terminali skraplających, których w ostatnich latach dynamicznie przybywa na całym świecie. Dość powiedzieć, że do tej porty do Świnoujścia zawinęły tankowce z LNG pochodzącym z Kataru, USA, Norwegii, ale także Nigerii oraz Trinidadu i Tobago.

Jednak, aby zapewnić sobie prawdziwą alternatywę dla gazu ze Wschodu, Polska potrzebowała gazociągów, umożliwiających import paliwa z innych kierunków. A w zasadzie jednego – Norwegii, która jest drugim po Rosji dostawcą gazu dla Europy.

To właśnie z Norwegii przez Danię, dzięki gazociągowi Baltic Pipe, popłynie do Polski gaz ziemny, który zastąpi wolumeny dostarczane dziś przez Gazprom w ramach kontraktu jamalskiego. Uruchomienie gazociągu o przepustowości 10 mld m sześc. zaplanowano na październik przyszłego roku. W ocenie osób z branży gazowniczej, będzie to nie tylko oddanie do użytku ważnej inwestycji, ale moment przełomowy dla bezpieczeństwa energetycznego państwa, oznaczający reorientację kierunków zaopatrzenia kraju w paliwo gazowe.

„To będzie zwieńczenie długiego procesu dywersyfikacji źródeł i kierunków dostaw gazu – zauważa Paweł Majewski, prezes zarządu Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa (PGNiG). – Polska już dziś dysponuje nowymi możliwościami pozyskania surowca, jednak dopiero uruchomienie Baltic Pipe oznaczać będzie koniec zależności od rosyjskiego dostawcy. Zależności, której zakres wykraczał poza wymiar czysto biznesowy” – dodaje.

PGNiG od kilku lat przygotowuje się do uruchomienia Baltic Pipe intensywnie rozwijając działalność poszukiwawczo-wydobywczą na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Chodzi o to, aby jak największa ilość gazu, który popłynie z Norwegii do Polski, pochodziła z własnego wydobycia spółki w tym rejonie. Strategia GK PGNiG wskazuje, że rocznie powinno to być co najmniej 2,5 mld m sześciennych błękitnego paliwa.

Przez kilka ostatnich lat wydobycie PGNiG Upstream Norway oscylowało w granicach 0,5 mld m sześc. gazu ziemnego rocznie – daleko od wyznaczonego celu. Dla spółki był to jednak okres wytężonej pracy – poszukiwania nowych złóż, zagospodarowania już odkrytych oraz uważnego śledzenia rynku pod katem atrakcyjnych akwizycji. Te przygotowania wreszcie przyniosły efekt – w tym roku nastąpił przełom.

Już 5 stycznia 2021 r. PGNiG Upstream Norway poinformowało o uzyskaniu zgód norweskiej administracji na przejęcie udziałów w dwóch produkujących złożach – Kvitebjorn i Valemon na Morzu Północnym, które zapewniły spółce dodatkowe 0,2 mld m sześc. gazu rocznie.

W czerwcu, razem z partnerami koncesyjnymi, spółka uruchomiła produkcję ze złoża Grasel. Ciekawostką jest rekordowo krótki czas, zagospodarowania złoża. Produkcja ruszyła zaledwie pół roku od momentu podjęcia ostatecznej decyzji inwestycyjnej. Było to możliwe dzięki wykorzystaniu już istniejącej infrastruktury, która obsługuje sąsiednie złoża.

Z kolei w sierpniu wystartowała Duva, która dołoży kolejne 0,2 mld m sześc. gazu ziemnego do wydobycia PGNiG Upstream Norway. Tu również, dzięki podłączeniu do istniejącej infrastruktury, spółka mogła pochwalić się szybkim czasem realizacji a dodatkowo obniżeniem kosztów zagospodarowania oraz efektywnością ekologiczną. W celu osiągnięcia najlepszych efektów środowiskowych partnerzy koncesyjni dążyli do ograniczenia emisji w trakcie poszczególnych prac związanych z uruchomieniem złoża. Przykładem jest decyzja o przeprowadzeniu instalacji głowic eksploatacyjnych ze statku zamiast z platformy wiertniczej. Efektem było zmniejszenie emisji dwutlenku węgla związanych z tą operacją o 60 procent.

Kulminacją tegorocznych sukcesów PGNiG w Norwegii było przejęcie w październiku wszystkich aktywów INEOS E&P Norge. Dzięki tej transakcji stan posiadania PGNiG Upstream Norway powiększył się o udziały w 21 koncesjach. Obejmują one między innymi Ormen Lange – drugie co do wielkości złoże gazowe na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, z perspektywą produkcji do 2045 roku. Zakupione aktywa to, zgodnie ze strategią GK PGNiG, przede wszystkim złoża gazu ziemnego. W efekcie akwizycji PGNiG weszło do pierwszej dziesiątki firm z największymi zasobami wydobywalnymi gazu ziemnego na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Koncern dysponuje obecnie aktywami, z których można wyeksploatować ok. 40 mld m sześc. błękitnego paliwa.

PGNiG podkreśla również finansowy aspekt transakcji. Ostateczna cena zapłacona za aktywa INEOS E&P Norge wyniosła nieco ponad 320 mln dolarów.

„To bardzo korzystna transakcja, która pokazuje kompetencje PGNiG w zakresie inwestycji na rynku poszukiwań i wydobycia węglowodorów. Zakup koncesji INEOS E&P Norge pozwala nam osiągnąć jeden ze strategicznych celów w zakresie bezpieczeństwa i dywersyfikacji dostaw gazu, a jednocześnie poszerza nasz portfel o perspektywiczne aktywa o wysokiej rentowności” – podkreślił Paweł Majewski.

Grupa nie spoczęła jednak na laurach i miesiąc później uruchomiła dwa nowe odwierty na złożu Arfugl na Morzu Norweskim. To jedno z najcenniejszych aktywów PGNiG w tym rejonie. Jego eksploatację rozpoczęto w kwietniu 2020 roku, mimo bardzo trudnej sytuacji związanej z początkiem pandemii koronawirusa. Obecnie, po zakończeniu procesu zagospodarowania, produkcja ze złoża prowadzona jest za pomocą siedmiu otworów. W szczytowym okresie produkcji, Arfugl zapewni PGNiG Upstream Norway ok. 5,7 mld metrów sześc. gazu ziemnego rocznie.

„Aktualnie PGNiG Upstream Norway wydobywa ropę naftową i gaz ziemny z 14 złóż – wyjaśnia Paweł Majewski, prezes zarządu PGNiG. – Szacujemy, że w przyszłym roku wolumen produkcji wzrośnie do 2,6 mld metrów sześc., a więc będzie prawie dwa razy wyższy niż w tym roku. To w dużym stopniu efekt udanych akwizycji, ale również wzrostu organicznego w konsekwencji uruchomienia produkcji z nowych złóż oraz dodatkowych odwiertów na już eksploatowanych koncesjach” – uzupełnia.

Korzystny bilans, jakim PGNiG zamyka 2021 r. w Norwegii, pokazuje skuteczność grupy w realizacji strategicznych projektów za granicą. Jak podkreśla prezes Majewski, to w dużym stopniu zasługa starannego planowania inwestycji. PGNiG Upstream Norway postawiło na aktywa leżące w pobliżu już eksploatowanych złóż. Daje to możliwość wykorzystania już istniejącej infrastruktury, a co za tym idzie – obniżenia kosztów i przyspieszenia tempa prac. Najważniejszy jest jednak efekt – już w przyszłym roku, kiedy ruszy gazociąg Baltic Pipe, PGNiG będzie gotowe przesyłać z Norwegii do kraju ok. 2,5 mld m sześc. błękitnego paliwa rocznie. Dzięki temu proces dywersyfikacji i poprawy bezpieczeństwa energetycznego Polski będzie w jeszcze większym stopniu oparty na własnych zasobach GK PGNiG.