Nowe rozdanie koncesji Norwegii w Arktyce tym razem bez Polaków

6 grudnia 2017, 07:15 Alert
Platforma Goliat. Fot.: ENI
Platforma Goliat. Fot.: ENI

Jedenaście firm naftowych złożyło wnioski o udział w poszukiwaniach i eksploracji złóż położonych pod dnem Morza Barentsa, w trwającej właśnie 24 rundzie przyznawania licencji na wydobycie ropy i gazu – poinformował we wtorek Norweski Dyrektoriat Naftowy. Polskie firmy nie znalazły się wśród 11 podmiotów. 

Firmy, które znalazły się wśród 11 wymienionych przedsiębiorstw to:

  • A / S Norske Shell
  • AkerBP ASA
  • Centrica Resources (Norge) AS
  • DEA Norge AS
  • Idemitsu Petroleum Norge AS
  • KUFPEC Norway AS
  • Lundin Norway AS
  • OMV (Norway) CO
  • RN Nordic Oil AS
  • Statoil Petroleum AS
  • Wintershall Norge AS

Dla porównania w 23 kolejce zgłosiło się aż 26 firm. Dodatkowo licencjobiorcy pracujący na polu Johan Castberg na Morzu Barentsa, przedłożyli dziś władzom Norwegii plan rozwoju i działania. Oczekuje się, że wartość inwestycji wyniesie ponad 50 mld NOK (ponad 6 miliardów USD).

Proponowana koncepcja wzrostu wydobycia zawiera informacje o stworzeniu pływającej jednostki produkcyjnej, magazynującej i wyładowującej, wraz ze związanym z nią obiektem podmorskim, służącym do robienia odwiertów. Ropa będzie tłoczona bezpośrednio z instalacji wydobywczej na statki transportowe, które będą ją dostarczać do odbiorców.

Jednym z głównych eksploratorów złóż szelfowych jest Statoil, który współpracuje z innymi operatorami na Morzu Barentsa, aby zbadać możliwości znalezienia najbardziej opłacalnego rozwiązania dla powstania terminala naftowego w Veidnes w hrabstwie Finnmark. Po obniżeniu o połowę kosztów wydobycia ropy naftowej w Arktyce, Statoil podjął ostatnią próbę realizacji swojego flagowego projektu. Ten oczekiwany ruch największej norweskiej spółki naftowej ma stać się impulsem do powstrzymania spadku produkcji surowca w tym kraju.

Wiele firm naftowych dostosowało się do niższych cen obowiązujących na rynku. Dlatego też Statoil obniżył wartość szacowanych inwestycji w projekcie Johan Castberg do około 49 mld NOK (6 miliardów dolarów). Początkowo koszty powstania całej infrastruktury prognozowano na poziomie ponad 100 miliardów koron. Statoil planuje podpisać umowy z Aker Solutions na łączną wartość około 4 miliardów koron za system podmorski, dedykowany polu Castberg, a także za kwestie inżynieryjne oraz zarządzanie zaopatrzeniem, czytamy w oświadczeniu

Castberg jest największym na świecie projektem, zakładającym wydobycie ropy naftowej na otwartym morzu z zasobami, które według informacji podanych przez Statoil wynoszą od 450 do 650 milionów baryłek. Decyzja o wydobyciu ropy z podmorskich złóż została podjęta w krytycznym momencie dla arktycznych planów branży. Uważa się, że na Morzu Barentsa znajduje się około połowa nieodkrytych jeszcze złóż ropy i gazu w Norwegii. Norwegowie coraz częściej mają jednak wątpliwości natury etycznej i ekologicznej, które wiążą się z walką ze zmianami klimatycznymi.

Castberg jest drugim projektem naftowym, zatwierdzonym w regionie. Pierwsze pole, Goliat, wykorzystywane przez Eni rozpoczęło produkcję w zeszłym roku. W wyniku różnych trudności, które spowodowały opóźnienia w realizacji budowy projektu, przekroczenia kosztów oraz problemów z zapewnieniem bezpieczeństwa, inwestycja została poddana pogłębionej analizie. Norweskiemu rządowi grożą również pozwy ze strony grup ekologów, kwestionujących zezwolenia na wydobycie ropy z Morza Barentsa.

Solidny plan

„Projekt będzie miał kluczowe znaczenie dla dalszego rozwoju północnej Norwegii i będzie generował znaczące, pozytywne efekty” – oświadczyła Margareth Øvrum, wiceprezes ds. Technologii, projektów i wierceń Statoil. „Przygotowujemy solidny plan rozwoju projektu, zakładający obniżenie kosztów inwestycyjnych o połowę, tak aby przyniosła ona zyski nawet przy cenach ropy oscylujących poniżej 35 USD za baryłkę.”

Eksploatacja złóż z Pola Castberg została kilkukrotnie opóźniona. Częściowo wynikło to z faktu załamania cen ropy naftowej na światowych rynkach. Statoil i partnerzy Eni i Petoro od 2011 roku odkładają plany budowy terminalu lądowego na Przylądku Północnym. Dzięki prostszej koncepcji i malejącym cenom materiałów, operator obniżył koszt pozyskania baryłki ropy.

Rozpoczęcie produkcji planuje się na czwarty kwartał 2022 roku, jedenaście lat po odwiercie 7220 / 8-1.

Johan Castberg stanie się pierwszą tego typu infrastrukturą w tym sektorze. Pole Johan Castberg znajduje się 240 kilometrów na północny zachód od fabryki LNG Melkøya w Hammerfest i 100 km na północ od pola Snøhvit. Głębokość wody w okolicy wynosi około 400 metrów. Johan Castberg stanie się wysuniętym najbardziej na północ projektem na norweskim szelfie.  Władze dbają o to, aby wybrano rozwiązanie, które ułatwi dalszy rozwój prowincji, zamiast rozwiązania dostosowanego do potrzeb Johan Castberga. Projekt ma licencję produkcyjną nr 532. Statoil jest właścicielem 50% udziałów. Pozostali licencjobiorcy to Eni z 30 % i Petoro z 20 %.

Reuters/Bloomberg/Roma Bojanowicz