Podjęte decyzje to kamień milowy dla obu projektów. Zakończył się proces przygotowania inwestycji, teraz wchodzimy w fazę jej realizacji. Z obiema inwestycjami wiążemy duże nadzieje. 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 – mówi, cytowany w komunikacie, Piotr Woźniak, prezes PGNiG.


Zatwierdzone przez norweskie Ministerstwo Ropy i Energii dokumenty określają sposób zagospodarowania obu złóż, program ich eksploatacji, a także harmonogram wydatków inwestycyjnych. Wiercenie odwiertów eksploatacyjnych i instalację urządzeń wydobywczych zaplanowano na lata 2019/2020, a rozpoczęcie eksploatacji obu złóż na 2020 r.

Ærfugl to złoże gazowo-kondensatowe na Morzu Norweskim w sąsiedztwie złoża Skarv, gdzie od 2012 r. PGNiG wydobywa już węglowodory. Z kolei Skogul to złoże ropy naftowej na Morzu Północnym w pobliżu złoża Vilje, z którego PGNiG prowadzi wydobycie od 2014 r.


Zasoby do wydobycia ze złoża Ærfugl wynoszą 31,3 mld m³ gazu ziemnego i 6 mln m³ kondensatu oraz 3,5 mln ton NGL (m.in. LPG, nafta, etan). Natomiast zasoby dla złoża Skogul wynoszą odpowiednio 8,93 mln baryłek ropy naftowej i 170 mln m³ gazu ziemnego towarzyszącego ropie – czytamy w komunikacie.

PGNiG Upstream Norway ma 11,92% udziałów w złożu Ærfugl i 35% w Skogul. Z Ærfugl ma być, w szczytowym okresie produkcji, pozyskiwane około 0,5 mld m3 gazu ziemnego rocznie. Jeśli chodzi o Skogul – 1,4 mln baryłek rocznie.

PGNiG Upstream Norway posiada udziały w 21 koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Na dwóch z nich pełni rolę operatora.

Przeczytaj także: Lotos i PGNiG mają po dwie koncesje na wydobycie ropy