PGNiG inwestuje w poszukiwania i wydobycie ropy i gazu w Norwegii

Kilka miesięcy temu Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo szacowało, że w tym roku pozyska w Norwegii 0,4 mld m sześc. gazu ziemnego oraz 510 tys. ton ropy naftowej.

Po trzech kwartałach cel ten już zrealizowało, co było zresztą jedną z podstawowych przyczyn podwyższenia prognoz finansowych.

W efekcie tegoroczna produkcja ropy i gazu powinna być na tamtejszym rynku zdecydowanie wyższa niż w 2014 r. Gdyby nie spadki cen obu surowców, zwyżki zapewne byłyby widoczne również w ujęciu finansowym.

Produkcja z kilku złóż

W dużej mierze zwyżki wolumenów pozyskanej ropy i gazu są efektem przejęcia pod koniec ubiegłego roku od Total E&P Norge, należącą do francuskiego koncernu naftowego Total, udziałów w czterech norweskich złożach. Polska spółka zapłaciła za nie 1,95 mld koron norweskich, czyli 996 mln zł. PGNiG kupiło 8 proc. udziałów w Gina Krogu, 6 proc. w Morvinie oraz po ponad 24,2 proc. w złożach Vale oraz Vilje. Pierwsze z nich jest obecnie w fazie zagospodarowania. Trzy pozostałe są złożami produkcyjnymi. Znajdują się na Morzu Północnym, za wyjątkiem złoża Morvin, które jest zlokalizowane na Morzu Norweskim.

Dzięki tej transakcji PGNiG umocniło pozycję w Norwegii. Awansowało nawet do grupy 20 największych producentów ropy i gazu w tym kraju. Co więcej, tytuł najlepszej firmy na rynku przejęć w sektorze naftowym w Norwegii w 2014 r. otrzymał zależny podmiot PGNiG Upstream International, za którego pośrednictwem na tamtejszym rynku działa polska spółka.

Pierwszym norweskim złożem, z którego PGNiG zaczęło wydobycie, był Skarv. Koncern w 2007 r. za 11,9 proc. udziałów zapłacił 360 mln USD. Produkcja ze Skarvu rozpoczęła się na przełomie 2012 i 2013 r. Wydobycie prowadzone jest przy użyciu pływającej jednostki produkcyjnej, tzw. FPSO, zacumowanej na morzu w pobliżu złoża. Ropa sprzedawana jest bezpośrednio z platformy firmie Shell International Trading and Shipping Company i transportowana przez kontrahenta za pośrednictwem operującego wahadłowo zespołu tankowców. Z kolei gaz przesyła się gazociągiem Gassled Area B System do lądowego terminalu w Karsto, a następnie gazociągiem Gassled Area D System do Niemiec, gdzie odbiera go PGNiG Supply & Trading, spółka w 100 proc. zależna od PGNiG SA. W ubiegłym roku grupa ze złoża Skarv wydobyła 418 tys. ton ropy i 419 mln m sześc. gazu.

Perspektywiczne koncesje

PGNiG wydobycie prowadzi w Norwegii na złożach, które odkryły inne firmy. Polska spółka zyskała do nich prawa poprzez zakup części udziałów. Duże nadzieje pokładane są jednak w działaniach o charakterze poszukiwawczym.

Na początku roku zakończyła się kolejna runda koncesyjna, w ramach której przydzielono wybranym firmom określone obszary do prowadzenia poszukiwań, a potem wydobycia złóż ropy i gazu. W jej wyniku PGNiG UI otrzymało dokładnie 40 proc. udziałów w koncesji o nazwie PL 799. Firma będzie na niej pełnić funkcję operatora. Po 20 proc. udziałów przydzielono z kolei norweskim firmom Statoil i Explora oraz niemieckiemu VNG. Koncesja znajduje się na Morzu Norweskim. Co ważniejsze, PL799 znajduje się w pobliżu złóż Skarv i Snadd.

PGNiG UI jest też operatorem na koncesji PL756 znajdującej się na Morzu Norweskim. Firma w 2014 r. objęła w niej połowę udziałów. Jej partnerami zostały Idemitsu Petroleum Norge i Rocksource Exploration Norway, które otrzymały po 25 proc. udziałów. Koncesja zlokalizowana jest na obszarze dobrze rozpoznanym geologicznie, w sąsiedztwie wielu już eksploatowanych złóż, w tym dużego złoża Aasgard.

W 2013 r. PGNiG UI uzyskała udziały w pierwszej koncesji poszukiwawczej zlokalizowanej na Morzu Barentsa, jednym z najbardziej obiecujących obszarów geologicznych w Norwegii. Morze Barentsa traktowane jest przez polski koncern priorytetowo. Zarząd liczy, że w przyszłości możliwe jest udokumentowanie w tym obszarze istotnych zasobów ropy i gazu, co da grupie PGNiG znaczącą pozycję w ich wydobyciu. W tym roku PGNiG UI rozszerzyła działalność poszukiwawczą w Norwegii, zakładając biuro zajmujące się poszukiwaniami ropy naftowej i gazu w Tromso. Aktualnie spółka ubiega się o kolejne koncesje poszukiwawcze. Decyzje władz norweskich oczekiwane są w I połowie 2016 r.

Nie zawsze poszukiwania przynoszą jednak sukces. W ubiegłym roku, w wyniku analiz geologiczno-geofizycznych przeprowadzonych na koncesjach PL599, PL600 i PL648S, oceniono, że ryzyko poszukiwawcze jest na nich wysokie. W efekcie PGNiG, wspólnie z partnerami, zrezygnowało z koncesji PL599 i PL600 i podjęło decyzję o wycofaniu się z koncesji PL648S.

PGNiG Upstream International, w którym PGNiG SA posiada 100 proc. udziałów, zostało założone w maju 2007 r. Siedziba spółki znajduje się w Sandnes. Firma zatrudnia 33 specjalistów z pięciu krajów: Norwegii, Polski, Wielkiej Brytanii, Francji i Portugalii.

W III kwartale grupa PGNiG na działalności poszukiwawczo-wydobywczej uzyskała 1,18 mld zł przychodów i 767 mln zł zysku EBITDA (zysk operacyjny powiększony o amortyzację). W stosunku do osiągniętych w tym samym czasie 2014 r. spadły odpowiednio o 18 proc. i 23 proc.

[email protected]

Opinia

Zbigniew Skrzypkiewicz, wiceprezes ds. poszukiwań i wydobycia, PGNiG

Norwegia jest dziś największym obszarem rozwoju naszej działalności poszukiwawczo - wydobywczej w zakresie ropy i gazu prowadzonej na rynkach zagranicznych. Początkowo najważniejszym projektem było zagospodarowanie złoża Skarv. W ubiegłym roku portfel naszych projektów produkcyjnych uzupełniliśmy o aktywa nabyte od francuskiej firmy Total, czyli udziały w trzech złożach produkcyjnych Vilje, Vale i Morvin oraz jednym złożu znajdującym się w fazie zagospodarowania, czyli Gina Krog. Obecnie realizowane są przy naszym udziale dwie inwestycje w Norwegii, których łączna wartość przekracza 15 mld zł. Dotyczą one zagospodarowanie złoża Gina Krog, z którego produkcja zostanie uruchomiona w 2017 r. i zagospodarowanie złoża Snadd pozwalające zwiększyć produkcję PGNiG ok. 2020 r. Obie inwestycje prowadzone są wspólnie z doświadczonymi partnerami. Gina Krog z norweskim Statoilem, a Snadd z BP. Aktualnie w Norwegii realizujemy ok. 20 proc. całego wydobycia grupy, czyli około 8 mln baryłek ekwiwalentu ropy i dysponujemy udokumentowanymi zasobami ropy i gazu szacowanymi na 87 mln baryłek ekwiwalentu ropy, co stanowi ponad 12 proc. łącznych zasobów grupy PGNiG. TRF