2,5 mld m sześc. gazu z Norwegii trafi do Polski

PGNiG zwiększy wydobycie na Morzu Północnym. Koncern rusza z produkcją z nowego złoża i planuje kolejne zakupy koncesji w tym regionie Europy.

Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo czeka w ciągu najbliższych dwóch lat skokowy wzrost wydobycia na Norweskim Szelfie Kontynentalnym – twierdzą analitycy. To efekt uruchomionej w zeszłym tygodniu eksploatacji na złożu Gina Krog, w którym PGNiG ma 8 proc. udziałów. Spółka jednak na tym nie poprzestaje i zapowiada start produkcji za trzy lata ze złoża Snadd oraz zakup dalszych aktywów wydobywczych na Morzu Północnym. Cel? PGNiG zamierza od 2022 r. wydobywać na Norweskim Szelfie Kontynentalnym ok. 2,5 mld m sześc. gazu rocznie.

Alternatywa dla Jamału

Obecnie koncern ma w tym regionie udziały w pięciu złożach. Rozpoczęta właśnie produkcja na Gina Krog to dobra wiadomość. Wolumen wydobywalnych zasobów tego złoża wynosi bowiem 218 mln boe (baryłek ekwiwalentu ropy naftowej), a więc tyle, ile sięgnęła ubiegłoroczna produkcja na całym Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Zdaniem Łukasza Prokopiuka, analityka DM BOŚ, uruchomienie Gina Krog sprawi, że w krótkiej perspektywie nastąpi kumulacja wydobycia przez PGNiG w Norwegii.

– W pierwszych dwóch latach pozytywnie przełoży się to na wyniki spółki. Jednak w kolejnych latach, z uwagi na sczerpywanie złoża Skarv, PGNiG będzie już tylko rekompensował kurczącą się produkcję. Dzięki temu utrzyma jednak ją na stosunkowo stabilnym poziomie – tłumaczy Prokopiuk.

Gina Krog nie będzie zatem wystarczającym źródłem surowca do tego, by stanowić liczącą się alternatywę dla gazu z Rosji. – Jeśli obecnemu zarządowi PGNiG zależy na uzależnieniu się od dostaw ze Wschodu, wskazane jest m.in. rozwijanie mocy produkcyjnych m.in. na Morzu Północnym – komentuje Krzysztof Pado, analityk BDM.

Z drugiej strony – jak podkreśla – żeby dostarczać surowiec do Polski, nie trzeba mieć własnych złóż. Można chociażby podpisać kontrakt z dostawcą gazu z kierunku norweskiego. Eksperci oczekują, że koncern zdecyduje się na któreś z tych rozwiązań. – Kontrakt Jamalski kończy się za pięć lat i dobrze byłoby w tym czasie doprowadzić do zakupu koncesji w Norwegii – zaznacza Krzysztof Pado.

Za mało gazu

Piotr Woźniak, prezes PGNiG, przekonuje, że uruchomienie złoża to kolejny krok do systematycznego podnoszenia poziomu wydobycia w Norwegii. Zakłada on, że od 2022 r. PGNiG będzie w stanie, za pośrednictwem połączenia z Norwegii poprzez Danię, dostarczać do Polski ok. 2,5 mld m sześc. własnego gazu rocznie. Analitycy wskazują, że PGNiG powinien szukać zatem złóż, w których jest dużo gazu.

Jak wyjaśnia Łukasz Prokopiuk, Gina Krog takim nie jest.

– Tylko 1/3 jego zasobów stanowi gaz – dodaje.

Kupione w 2014 r. od Totala złoże w głównej mierze składa się z ropy, która stanowi 65 proc. jego zasobów. – Uruchomienie na nim produkcji nie wpłynie zatem znacząco na ilość gazu wydobywanego przez PGNiG, zwłaszcza że – z uwagi na zatłaczanie gazu do złoża w pierwszych latach eksploatacji – jego większe wolumeny pojawią się dopiero około 2026 roku – potwierdza Krzysztof Pado.