Złote lata bazy surowcowej Baltic Pipe potrwają co najmniej do 2025 roku

10 stycznia 2019, 16:15 Alert
Platforma naftowa Korpfjell Norwegia
Platforma wydobywcza Korpfjell. Fot. Statoil

Prognozy Norweskiego Dyrektoriatu ds. Ropy (NPD) pokazują, że po niewielkim spadku w 2019 roku wydobycie ropy i gazu ze złóż Szelfu Norweskiego będzie rosło od 2020 do 2023 roku. Całkowite wydobycie będzie zbliżać się do rekordowego roku 2004. To z szelfu ma pochodzić gaz do realizacji dostaw przez Baltic Pipe.

Wydobycie ropy na Szelfie Norweskim w 2019 roku ma wynieść 222,3 miliony m sześ., podczas gdy w zeszłym roku osiągnęło 229,6 mln m sześc.

– Poziom aktywności na szelfie norweskim jest wysoki. Prognozy dotyczące produkcji na najbliższe lata są obiecujące i stanowią podstawę znacznych dochodów przedsiębiorstw, jak i społeczeństwa norweskiego. Istnieje duże zainteresowanie badaniami ropy i gazu – mówi dyrektor generalna NPD Bente Nyland.

Działalność poszukiwawcza była wyższa w ubiegłym roku niż w dwóch poprzednich latach. Liczba odwiertów wzrosła, przyznano 87 nowych koncesji wydobywczych, co jest nowym rekordem.

W ubiegłym roku przeprowadzono w sumie 53 odwierty poszukiwawcze, w porównaniu z 36 w 2017 roku. Plany firm pokazują, że liczba ta prawdopodobnie utrzyma się na równie wysokim poziomie w roku bieżącym. Odkryto jedenaście złóż, których złoża zostały wstępnie oszacowane na 82 milionów m sześc. ropy. To więcej niż w każdym odkryciu od trzech lat. Nowe inwestycje są warte 140 miliardów koron norweskich.

– Wysoki poziom działalności poszukiwawczej świadczy o atrakcyjności szelfu norweskiego. Jednak wzrost zasobów na tym poziomie nie jest wystarczający, aby utrzymać wysoki poziom wydobycia po 2025 roku. Dlatego też należy udowodnić, że są to bardziej dochodowe zasoby – mówi Nyland. Zauważa ona, że ​​prawie dwie trzecie nieodkrytych zasobów znajduje się na Morzu Barentsa. Obszar ten będzie ważny dla utrzymania wysokiej produkcji w dłuższym okresie.

Norwegia jest dostawcą gazu do Europy. To jej gaz ma zasilić gazociąg Baltic Pipe do Polski, który ma rozpocząć pracę w 2022 roku. – W najbliższym czasie dostępna będzie większa przepustowość w rurociągach i innej infrastrukturze gazowej. Oznacza to, że wydobywanie gazu jest atrakcyjniejsze, i ważne, by przemysł wykorzystał tę możliwość – mówi Nyland.

Pod koniec roku na Szelfie Norweskim znajdowały się 83 pola wydobywcze. Jedno z nich – Aasta Hansteen – stało się celem prac w 2018 roku. Równolegle z uruchomieniem Aasta Hansteen rozpoczął działanie rurociąg z Polarled, który pozwolił skierować gaz do zakładu przetwórczego w Nyhamna w okręgu Møre og Romsdal. Aasta Hansteen i Polarled stanowią nową infrastrukturę w północnej części Morza Norweskiego, otwierając tym samym nowe możliwości w tej części Szelfu.

W ubiegłym roku przedsiębiorstwa przedłożyły plany rozwoju i eksploatacji (CHNP) trzech nowych projektów i zatwierdziły dziewięć planów. Siedem z nich zakłada eksploatację na terenach z istniejącą infrastrukturą. – Dobra eksploatacja infrastruktury i współpraca między koncesjami wydobywczymi oznacza niższe koszty rozwijania wydobycia na małych i średnich złożach w sposób opłacalny. Staje się to coraz ważniejsze, gdy Szelf dojrzewa – mówi Nyland.

W ubiegłym roku, po raz pierwszy, wzrost rezerw ropy naftowej przekroczył ambitną krzywą NPD w zakresie wzrostu rezerw na lata 2013-2023. Inwestycje na Szelfie Norweskim w 2018 roku były w przybliżeniu na tym samym poziomie co w roku poprzednim, ale kilka planowanych inwestycji na złożach Johan Sverdrup i Johan Castberg, przyczyni się do znacznego wzrostu w 2019 roku.

W ostatnich latach branża obniżyła koszty i zwiększyła wydajność. – Niższy poziom kosztów znajduje również odzwierciedlenie w nowych projektach. Przynoszą one zyski firmom i społeczeństwu norweskiemu. Ogólny scenariusz zakłada, że ​​nowe projekty wydobywcze będą opłacalne przy znacznie niższych cenach ropy niż obecnie – mówi Nyland.

NPD/Energy Voice/Michał Perzyński