Dywersyfikacja, czyli zróżnicowanie źródeł i kierunków dostaw gazu ziemnego do Polski, konsekwentnie postępuje. Z roku na rok maleje udział w imporcie gazu ziemnego sprowadzanego przez PGNiG ze wschodu, za to rośnie ilość importowanego LNG (skroplonego gazu ziemnego). Grupa PGNiG zwiększa też swoje zaangażowanie na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Niebawem będzie tam posiadać udziały w 31 koncesjach.
W 2019 roku udział w imporcie gazu z Rosji spadł do ok. 60 proc. z blisko 67 proc. w roku poprzednim. Sprowadzono 8,95 mld m sześc. surowca z kierunku wschodniego, podczas gdy w 2018 było to 9,04 mld m sześc.
Jednocześnie w strukturze importu wzrósł udział LNG dostarczanego do Polski: z ok. 20 do prawie 23 procent. W zeszłym roku świnoujski terminal przyjął 3,43 mld m sześc. skroplonego gazu ziemnego (po regazyfikacji), czyli o ponad jedną czwartą więcej niż w 2018, kiedy trafiło go tutaj 2,71 mld m sześc.
Łącznie PGNiG w ub. roku sprowadziło zza granicy 14,85 mld m sześc. gazu ziemnego (o ok. 1,32 mld m sześc. więcej niż w 2018).
– Z roku na rok widać wyraźny wzrost wolumenu skroplonego gazu ziemnego, który sprowadzamy przez Terminal LNG im. Prezydenta Lecha Kaczyńskiego w Świnoujściu – powiedział Jerzy Kwieciński, prezes PGNiG SA. – Pierwszy kwartał 2020 roku będzie najintensywniejszy pod względem dostaw LNG. Tylko do końca marca tego roku odbierzemy 10 ładunków z różnych kierunków. Przy dostawach gazu ziemnego z Rosji obowiązuje nas zawarta w kontrakcie jamalskim klauzula „take or pay”, co oznacza, że jesteśmy zobowiązani odbierać od Gazpromu minimum 8,7 mld m sześc. rocznie. Tak będzie jeszcze do końca 2022 roku, kiedy kontrakt jamalski wygaśnie.
Warto przypomnieć, że jeszcze w 2016 roku udział rosyjskiego gazu w imporcie stanowił aż 88,9 proc., a LNG – zaledwie 8,4 proc. Świnoujski terminal wtedy dopiero rozpoczynał swoją działalność. Pierwszy metanowiec z komercyjną dostawą przypłynął w połowie czerwca 2016 roku.
W 2017 roku odsetek rosyjskiego gazu spadł do 70,4 proc., natomiast LNG wzrósł do 12,5 proc.
Jak więc widać, zmiana kierunku dostaw błękitnego paliwa do Polski jest systematyczna i bardzo wyraźna. Wpływa na nią rosnący import LNG z USA, Kataru i Norwegii do świnoujskiego terminalu.
Z podsumowań podanych przez PGNiG wynika, że w zeszłym roku było 31 dostaw LNG do Polski, podczas gdy w 2018 odnotowano ich 23. Więcej też było transakcji typu spot, czyli zakupów ładunków skroplonego gazu w ramach kontraktów krótkoterminowych (w 2019 r. – 10, a w 2018 – cztery).
Historycznym momentem w minionym roku było przypłynięcie do Świnoujścia pierwszej dostawy amerykańskiego LNG w ramach wieloletniego kontraktu z firmą Cheniere Energy. W kolejnych latach, zgodnie z tą umową, będą dostarczane coraz większe ilości gazu od tego dostawcy.
PGNiG zaznacza, że dzięki kontraktom dotyczącym zakupu LNG z USA, w latach 2024-2042 będzie dodatkowo co roku dysponowało ok. 9,3 mld m sześc. gazu po regazyfikacji.
Z kolei roczny wolumen LNG importowanego z Kataru wynosi od tego roku ok. 2,7 mld m sześc. po regazyfikacji.
Z Szelfu przez Baltic Pipe
Nie tylko rozbudowa portfela LNG jest sposobem na coraz większą dywersyfikację dostaw gazu. Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo chce zaopatrywać polski rynek w surowiec pochodzący z Norweskiego Szelfu Kontynentalnego. Jego transport gazociągiem Baltic Pipe – przez Morze Północne, Danię i Morze Bałtyckie – ma się rozpocząć pod koniec 2022 roku. To strategiczny projekt infrastrukturalny, mający na celu utworzenie nowego korytarza dostaw gazu na rynku europejskim. Inwestorami są operatorzy: polski Gaz-System i duński Energinet. Zgodnie z harmonogramem, jeszcze w tym roku ruszają prace budowlane.
PGNiG działa w Norwegii poprzez swoją spółkę zależną PGNiG Upstream Norway. Już teraz Grupa PGNiG intensywnie przygotowuje się do rozpoczęcia zaopatrywania polskich odbiorców w gaz z Norweskiego Szelfu Kontynentalnego. Pod koniec stycznia br. spółka sfinalizowała zakup dodatkowych udziałów w tamtejszym gazowo-ropnym złożu Duva.
Leży ono w obrębie koncesji PL636 i PL636B na Morzu Północnym, ok. 140 km na północ od Bergen. Złoże to zostało odkryte w 2016 roku. Planuje się, że jego eksploatacja ruszy na przełomie 2020 i 2021 roku. Zostaną w nim wykonane trzy odwierty: dwa będą produkowały ropę naftową, a jeden – gaz ziemny.
W styczniu PGNiG Upstream Norway uzyskała ostateczną zgodę administracyjną na zakup dodatkowych 10 proc. udziałów w dwóch wspomnianych koncesjach. Dzięki temu ma tam już 30-procentowy udział, a roczne wydobycie gazu ze złoża Duva przypadające na spółkę wzrośnie do 0,2 mld m sześc. Pozostałymi udziałowcami w obu koncesjach są: Neptune Energy Norge (operator), Idemitsu Petroleum Norge oraz Sval Energi.
– Zakup złóż na Norweskim Szelfie Kontynentalnym jest jednym z priorytetów inwestycyjnych Grupy Kapitałowej PGNiG – podkreślił prezes Kwieciński. – Chcemy, aby jak największa część gazu, który popłynie z Norwegii do Polski po uruchomieniu gazociągu Baltic Pipe pochodziła z naszego własnego wydobycia. To element naszej strategii dywersyfikacji i wzmocnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju. W ten sposób budujemy również pozycję polskich spółek na rynkach zagranicznych.
Z kolei w lutym PGNiG Upstream Norway zawarła umowę z Aker BP, dzięki której stanie się udziałowcem nieeksploatowanego jeszcze złoża gazowego Alve Nord oraz zwiększy swoje zaangażowanie w już eksploatowanym złożu Gina Krog (z 8 do 11,3 proc.). Gaz z niego wydobywany trafi do Polski po uruchomieniu Baltic Pipe.
– Umowa doskonale wpisuje się w strategię Grupy Kapitałowej PGNiG – skomentował prezes Jerzy Kwieciński. – Zwiększenie naszego zaangażowania w produkującym już złożu Gina Krog przełoży się na natychmiastowy wzrost wydobycia spółki na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, co będzie mieć pozytywny wpływ na EBITDA PGNiG.
Zgodnie z umową, PGNiG przekaże w zamian Aker BP 5 proc. udziałów w niedawno odkrytym przez siebie złożu Shrek na koncesji PL838/838B. Obecnie ma tam 40 proc. udziałów i pełni rolę operatora. W tej samej umowie postanowiono, że spółka kupi 11,92 proc. udziałów w koncesji PL127C obejmującej nieeksploatowane na razie złoże gazowe Alve Nord. Według szacunków, sfinalizowanie transakcji pozwoli Grupie PGNiG zwiększyć przyszłe wydobycie gazu o 100 mln m sześc. rocznie. Umowa musi zostać jeszcze zaakceptowana przez norweską administrację i organy korporacyjne obu spółek.
PGNiG jest udziałowcem złoża Gina Krog na koncesji PL029C od 2014 roku. Wydobycie ropy i gazu z tego złoża rozpoczęło się w połowie 2017 roku, a w ubiegłym wyniosło 19,9 mln boe (baryłek przeliczeniowych ropy), z czego PGNiG przypadło 1,6 mln. Pozostałe do wydobycia zasoby obu surowców w Gina Krog szacowane są na 172,5 mln boe.
Z kolei koncesja PL127C obejmująca złoże Alve Nord znajduje się w rejonie złoża gazowo-ropnego Skarv, w którym PUN ma 11,92 proc. udziałów.
Po sfinalizowaniu transakcji z Aker BP, PUN będzie posiadać udziały łącznie w 31 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Jak poinformowało PGNiG, dzięki przejęciom w ciągu ostatnich trzech lat spółka zwiększyła swoje zasoby gazu i ropy z 80 mln do ok. 200 mln boe.
Dzisiaj PGNiG prowadzi wydobycie z pięciu złóż w Norwegii. Na kolejnych sześciu trwają prace inwestycyjne i analityczne. Na złożach Skogul i Ærfugl produkcja ma ruszyć jeszcze w pierwszej połowie tego roku.
(ek)
