PGNiG Upstream Norway, firma z grupy Orlen, wraz z partnerami koncesyjnymi otrzymała m.in. zgodę na zagospodarowanie norweskich złóż Ørn i Alve Nord. W szczytowym okresie wydobycia mają one zapewnić płockiemu koncernowi około 0,4 mld m sześc. gazu ziemnego rocznie. Przez cały okres eksploatacji grupa pozyska łącznie 9 mld m sześc. błękitnego paliwa. Oba złoża zawierają również kondensat, a Alve Nord także ropę. Ich łączne zasoby wydobywalne przypadające na PGNiG Upstream Norway szacowane są na ponad 27 mln boe (baryłki ekwiwalentu ropy naftowej). Wydobycie ma ruszyć w II połowie 2027 r.
Gaz powinien trafić na rynek polski. „Chcemy, aby jak największa część surowca przesyłanego do Polski rurociągiem Baltic Pipe pochodziła z własnego wydobycia grupy na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Zagwarantuje to nie tylko efektywną realizację celów biznesowych koncernu, ale także wzmocni bezpieczeństwo energetyczne kraju i całego regionu” - twierdzi cytowany w komunikacie prasowym Daniel Obajtek, prezes Orlenu.
Czytaj więcej
Daniel Obajtek, Prezes PKN Orlen ogłosił wprowadzenie wakacyjnych obniżek cen paliw. Teraz ten sam ruch wykonują inne koncerny paliwowe.
Mniejsze wydatki dzięki wykorzystaniu istniejącej infrastruktury
Złoża Ørn i Alve Nord położone są na Morzu Norweskim w pobliżu obszaru Skarv, na którym utworzono wiele lat temu centrum działalności wydobywczej PGNiG Upstream Norway. Polska spółka eksploatuje tam sześć złóż: Skarv, Ærfugl, Ærfugl Nord, Idun, Tilje i Gråsel. W ramach prac związanych z zagospodarowywaniem Ørn i Alve Nord mają być wykonanie po dwa odwierty na każdym z tych złóż. Następnie będą one podłączone rurociągiem biegnącym po dnie morza od pływającej jednostki produkcyjno-magazynującej (FPSO) Skarv.
Wykorzystanie przy zagospodarowywaniu nowych złóż istniejącej infrastruktury powinno istotnie zmniejszyć wydatki niezbędne do rozpoczęcia komercyjnego wydobycia i tym samym zwiększyć rentowność inwestycji. Dodatkowo ma przyśpieszyć realizację projektu i zmniejszyć związane z nim emisje CO2.
