Po dziesięciu latach obecności w Norwegii, PGNiG rozpoczęło prace na platformie Gina Krog. W 2022 roku, kiedy ma być gotowy Baltic Pipe, czyli Korytarz Norweski, chce wydobywać w Norwegii do 1,5 mld m sześc. rocznie.
Złoże Gina Krog zostało tak nazwane na cześć norweskiej feministki, która walczyła o prawa kobiet na przełomie XIX i XX wieku. Złoże znajduje się w blokach 15/5 i 15/6 na licencjach PL 303, 048, 029 i 029B. Znajduje się około 200 km od platformy Sleipner, gdzie działa polski Lotos. Wydobycie ruszyło 30 czerwca 2017 roku. Zasoby węglowodorów są szacowane na 225 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej. Udziały w koncesji posiadają Statoil (58,7 procent) KUFPEC Norway AS (30 procent), PGNiG (8 procent) i Aker BP SA (3,3 procent).
Polska Agencja Prasowa informuje, że PGNiG rozpoczęło działalność w Norwegii w 2007 r., po nabyciu od ExxonMobil udziałów w złożu Skarv. Uruchomienie wydobycia nastąpiło w 2012 r. i od tego czasu projekt ten znacząco wpływa na wyniki finansowe segmentu upstream. Przewidywana wielkość produkcji ze złóż norweskich w 2017 r. to 571 tys. ton ekwiwalentu ropy naftowej i 0.5 mld m sześć. gazu ziemnego. Dzięki Gina Krog (1-3 mld m sześc. rocznie) i innym złożom norweskim (Skarv, Vilje, Morvin, Vale) PGNiG chce zasilać planowany na 2022 rok gazociąg Baltic Pipe, który ma dać Polsce kolejne źródło dostaw. Także w 2022 roku wydobycie PGNiG w Norwegii ma sięgnąć 1,5 mld m sześc. Ta ilość ma zostać uzupełniona zakupami od lokalnych dostawców i skierowana do Baltic Pipe, którego przepustowość ma wynosić 10 mld m sześc.
[tt]Trzy dekady z gazem z Gina Krog[/tt]
Wbrew opiniom pojawiającym się w prasie Norwedzy wierzą w utrzymanie wydobycia na Morzu Północnym przez następne dekady. Według informacji BiznesAlert.pl na złożu Gina Krog prognozowany jest horyzont wydobycia sięgający 15-30 lat. Dzięki postępowi technologicznemu został on wydłużony ze stosowanego w przeszłości horyzontu dziesięcioletniego.
Granica opłacalności wydobycia na obiekcie pozostaje niejawna, ale przedstawiciele Statoil nieoficjalnie przyznają, że znajduje się ona w okolicach 50 dolarów za baryłkę, a zatem w obecnych warunkach (ropa tańsza od 60 dolarów) udziałowcy Gina Krog nadal zarabiają. Inwestycje w usprawnienie odwiertów ma dalej obniżać tę granicę.
Zatłaczanie suchego gazu
Na platformie istnieje możliwość wykorzystania hydraulicznego szczelinowania, ale do obecnie prowadzonego wydobycia wystarczy zatłaczanie gazu „suchego” (bez wartościowych pierwiastków), które stymuluje wydobywanie się gazu „mokrego” (z bardziej wartościową zawartością, a przez to wyższą ceną), który potem trafia do klientów w Europie.
Obecny stan posiadania na Morzu Północnym to nie kres możliwości. Kiedy złoża akwenu rzeczywiście się wyczerpią, znajdą się inne. PGNiG już teraz prowadzi badania geologiczne na koncesjach Morza Barentsa. Wśród nich znajduje się koncesja Tempranillo nazwana na cześć hiszpańskiego wina. Dopiero po zbadaniu potencjału tamtejszych złóż, zostaną wydzielone koncesje wydobywcze, na które liczy PGNiG.
Lotos kontra Katar
Są to perspektywiczne obszary ze względu na płytką wodę, a co za tym idzie potencjalnie niskie koszty wydobycia. Poszukiwania są możliwe dzięki uregulowaniu prawnemu granic morskich na Morzu Barentsa między Norwegią a Rosją. Jeżeli do podobnego przełomu uda się doprowadzić w Arktyce, poszukiwacze sięgną także po tamtejsze zasoby.
Z informacji BiznesAlert.pl wynika, że Grupa Lotos interesowała się 15 procentami udziałów Totala w Gina Krog, który sprzedał je katarskiemu KUFPEC, prawdopodobnie w celu przeniesienia inwestycji na rosyjską Syberię. Niestety firmie nie udało się dołączyć do PGNiG, ze względu na silną konkurencję.
Wojciech Jakóbik
