Prezes PGNiG przedstawił 21 września informacje o nowych akwizycjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Chodzi o udziały w złożach Kvitebjorn oraz Valemon, których operatorem jest norweski Equinor a właścicielem Norske Shell. Pozwolą one zwiększyć wydobycie PGNiG w Norwegii z obecnych 0,7 do 0,9 mld m sześc. rocznie w 2021 roku. PGNiG przedstawiło BiznesAlert.pl informacje na temat celu udziału własnego gazu w przepustowości planowanego gazociągu Baltic Pipe. Obecne zasoby pozwalają PGNiG szacować, że osiągnie ono 2,2 mld m sześc. w latach 2026-27. Poprzedni zarząd deklarował chęć uzyskania 2,5 mld m sześc. rocznie w 2022 roku, ale już za jego kadencji w strategii znalazł się zapis o okresie po 2022 roku. Obecnie spółka odmówiła szacunków na temat poziomu wydobycia w 2022 roku, kiedy ma być gotowy gazociąg z Norwegii do Polski. Kolejne akwizycje mogą podnieść udział gazu własnego, którego maksymalizacja jest wskazana z powodów ekonomicznych, bo surowiec z własnego wydobycia będzie najtańszy.

Reszta gazu ma pochodzić od dostawców zewnętrznych na czele z Equinorem i Shellem. PGNiG nie informuje o stanie rozmów na ten temat i może się okazać, że ich owoce poznamy tuż przed październikiem 2022 roku, kiedy rozpocznie pracę Baltic Pipe. Jest tak ze względu na rynkowy charakter handlu gazem na szelfie kontynentalnym Norwegii oraz prawdopodobną formę współpracy. Polacy powinni podpisać kilka różnych umów gazowych z perspektywą średnioterminową. Nie należy się spodziewać jednej, dużej umowy długoterminowej jak kontrakt jamalski z Gazpromem, który nie będzie przedłużany. Relacje z różnymi dostawcami (Equinor, Shell, itp.) poprawią pozycję negocjacyjną Polaków, a krótszy termin umowy zapewni możliwość dostosowywania portfolio dostaw przez Baltic Pipe do zmieniających się warunków rynkowych. Te nie sprzyjają obecnie zwiększaniu wydobycia.

(…)

Cała analiza tutaj.