Decyzji norwerskich władz nie można spodziewać się wcześniej niż za 3–4 miesiące, jednak z chwilą zatwierdzenia wniosku, bezzwłocznie rozpocznie się realizacja procesu zagospodarowania złóż, jak poinformował Piotr Woźniak, prezes zarządu PGNiG S.A.

Z obiema inwestycjami wiążemy duże nadzieje – mówił Woźniak. Zwłaszcza zagospodarowanie złoża gazowego Ærfugl oznacza dla nas istotne zwiększenie produkcji gazu ziemnego, który chcemy od 2022 r. przesyłać z Norwegii do Polski planowanym połączeniem gazociągowym przez Danię. Harmonogram zagospodarowania norweskich złóż precyzyjnie wpisuje się w harmonogram projektu Baltic Pipe. 

Ærfugl to złoże gazowo–kondensatowe (zasoby: 31,3 mld m³ gazu ziemnego i 6 mln m³ kondensatu oraz 3,5 mln ton NGL – ang. Natural Gas Liquids) zlokalizowane w sąsiedztwie złoża Skarv (Morze Norweskie). PGNiG prowadzi tam wydobycie węglowodorów już od pięciu lat. Skogul (zasoby: 8,93 mln baryłek ropy naftowej i 170 mln m³ gazu ziemnego), z którego spółka pozyskiwać chce ropę naftową, znajduje się niedaleko złoża Vilje (Morze Północne) – tam działania prowadzone są od 2014 r.

PGNiG Upstream Norway posiada 35% udziałów w złożu Skogul, 15% w złożu Snadd Outer i 11,92% udziałów w złożu Ærfugl.

Odwierty eksploatacyjne i instalacja urządzeń wydobywczych na obu złożach zaplanowane zostały na lata 2019/2020, a rozpoczęcie wydobycia – na 2020 r.

Operatorem obu złóż jest firma Aker BP. Oprócz PGNiG Upstream Norway, jej partnerami są Statoil i DEA Norge AS.

PGNiG Upstream Norway działa na terenie Norwegii od 10 lat. Jest operatorem dwóch złóż i posiada udziały w 19 koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.

Baltic Pipe – międzysystemowe połączenie paliwowe, dzięki któremu gaz transportowany będzie prosto ze złóż norwerskich do punktu odbioru w Danii, a później przesyłany do Polski. Zasili nie tylko krajowy system przesyłowy, ale też będzie eksportowany do innych krajów europejskich. 

Przeczytaj także: PGNiG: nie będzie podwyżki cen gazu od nowego roku