(Platts/BS/Wojciech Jakóbik)
Norweski przemysł wydobywczy zmaga się z coraz poważniejszymi problemami wynikającymi z utrzymujących się od 1,5 roku niskich cen ropy. W obecnym roku nakłady inwestycyjne w sektorze wydobywczym za ropą naftową i gazem ziemnym zmniejszą się w tym roku o 10 proc. w porównaniu do roku ubiegłego. W ślad za mniejszymi inwestycjami spadnie w tym roku wydobycie ropy naftowej. W odwrotnym trendzie znajduję się zaś wydobycie „błękitnego paliwa”. Eksploatacja gazu ziemnego ma systematycznie rosnąć. Dane opublikowane przez Norweski Dyrektoriat Ropy Naftowej mogą mieć znaczenie dla spółki PGNiG, której przedstawiciel zapowiedział wczoraj budowę gazociągu, łączącego Polskę z Norwegią.
Jak wynika z danych opublikowanych przez Norweski Dyrektoriat Ropy Naftowej, w 2016 roku nakłady inwestycyjne w sektorze wydobywczym spadną o kolejne 10 proc., w stosunku do roku ubiegłego. W porównaniu do roku 2014, kiedy sumy na inwestycje biły historyczne rekordy jest to spadek o 17 proc. Niskie ceny ropy naftowej przełożyły się także na spadek wydobycia „czarnego złota”. W 2016 eksploatacja tego surowca ma kształtować się na poziomie 1,53 mln baryłek ropy. W roku poprzednim wydobywano 1,57 mln baryłek ropy dziennie. Tendencja spadkowa ma utrzymać się do 2019 roku, kiedy planowane jest rozpoczęcie wydobycia z pola naftowego Johan Sverdrup, które jest jednym z największych odkrytych złóż ropy naftowej w Norwegii.
W przeciwieństwie do ropy naftowej dużo bardziej optymistycznie wyglądają dane dotyczące wydobycia gazu ziemnego. W tym roku eksploatacja tego surowca wyniesie 106,6 mld metrów sześc. W kolejnych latach wydobycie „błękitnego paliwa” będzie systematycznie rosnąć. W 2020 roku eksploatacja tego surowca ma wynieść 111, 1 mld metrów sześc. W ubiegłym roku Norweski Dyrektoriat Ropy Naftowej odnotował sprzedaż ponad 117 mld metrów sześc. surowca. Było to o 8 mld metrów sześc. więcej niż w 2014 roku. Wynikało to ze znaczącego wzrostu zapotrzebowania na norweski gaz w Europie.
Perspektywa rosnącego wydobycia gazu ziemnego w ciągu najbliższych lat daje nadzieje, że planowany przez PGNiG gazociąg prowadzący do Norwegii będzie ekonomicznie opłacalną inwestycją na kolejne lata.
Prokurent w PGNiG, Janusz Kowalski, wystąpił podczas konferencji PowerPol. – Zadaniem dla PGNiG jest budowa połączenia gazowego z Norwegią, tak by w perspektywie 2022 roku sprowadzać kilka mld m sześc. gazu, które spółka córka PGNiG będzie na Morzu Północnym wydobywać – zadeklarował.
Budowa gazociągu do złóż Morza Norweskiego, mogłaby zapewnić części tych państw nowe źródło surowca, na warunkach konkurencyjnych do oferowanych przez Rosjan. Dostawy odbywałyby się przez Polskę, z korzyścią dla budżetu, jeżeli uzyskalibyśmy atrakcyjne opłaty tranzytowe. Inwestycja norweska mogłaby być zatem punktem przetargowy w relacjach z partnerami w regionie. Scenariusz hurraoptymistyczny zakłada trzęsienie ziemi w relacjach gazowych z Rosjanami. Posiadając gazociąg norweski o przepustowości ok. 5 mld m3 rocznie i gazoport na 5 mld m3 rocznie, moglibyśmy całość zapotrzebowania na import gazu realizować za pomocą tej infrastruktury, rezygnując w stu procentach z dostaw od rosyjskiego Gazpromu. Wten sposób wykorzystalibyśmy zarówno terminal LNG, co jest ważne dla jego rentowności, jak i nowy gazociąg. Wizja takiego rozwoju akcji, mogłaby przesądzić też o korzystnych warunkach nowej umowy od 2023 roku.
PGNiG wybiega w przyszłość i chce sięgnąć po cały łańcuch dostaw. Inwestuje już w norweskie złoża. W zeszłym tygodniu PGNiG Upstream International (PGNiG UI), spółka należąca do Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa SA, otrzymała w ramach rundy koncesyjnej APA 2015, udziały w 4 koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych, w tym w jednej, jako operator. Dwie z pozyskanych koncesji (PL838 i PL839) zlokalizowanych jest na Morzu Norweskim, pozostałe na Morzu Północnym (PL813) oraz na Morzu Barentsa (PL850).
Więcej: Mecz z Norwegią o gaz dla Polski
