PGNiG przejmuje spółkę wydobywczą w Norwegii. Zwiększy tym samym potencjał Baltic Pipe
– PGNiG Upstream Norway, spółka zależna Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa, zawarła warunkową umowę zakupu przedsiębiorstwa Ineos E&P Norge (IEPN) od Grupy Ineos,. Wartość transakcji to 615 mln dolarów. Szacowany średni poziom wydobycia gazu ziemnego przez PGNiG w Norwegii może w wyniku transakcji wzrosnąć o ok. 1,5 mld m sześc. rocznie w najbliższych pięciu latach. Dzięki transakcji wolumen rocznej produkcji gazu przez GK PGNiG w Norwegii powinien osiągnąć w 2027 roku poziom 4 mld m sześciennych.
Przejęcie spółki
W komunikacie giełdowym PGNiG czytamy, że Ineos E&P Norge posiada udziały w 22 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym obejmujących m.in. trzy złoża produkcyjne: Alve, Marulk, Ormen Lange oraz terminal gazowy Nyhamna. Szacowana wielkość zasobów węglowodorów, wynikająca z posiadanych przez IEPN udziałów w koncesjach wynosi ok. 117 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej (na dzień pierwszego stycznia 2021 roku), z czego ponad 94 procent stanowią zasoby gazu ziemnego. – Szacowany średni poziom wydobycia gazu ziemnego przez PGNiG w Norwegii może wzrosnąć o ok. 1,5 mld m sześc. rocznie w najbliższych pięciu latach – czytamy w komunikacie. PGNiG UN przejmie portfel koncesji poszukiwawczych, w ramach którego IEPN pełni rolę operatora na sześciu koncesjach.
Cena umowna nabycia IEPN wynosi 615 mln dolarów, przy efektywnej dacie transakcji przypadającej na pierwszego stycznia 2021 roku. Ostateczna cena zostanie pomniejszona o dochody uzyskane przez IEPN w okresie od daty efektywnej transakcji, tj. od pierwszego stycznia 2021 roku do dnia przejęcia kontroli operacyjnej przez PGNiG UN nad IEPN. Warunkiem zawieszającym umowy jest uzyskanie zgód korporacyjnych w ramach Grupy PGNiG. Warunkiem przejęcia kontroli jest uzyskanie zgód administracyjnych w Norwegii, wynika także z materiału.
– Zakup IEPN jest zgodny ze Strategią Grupy Kapitałowej PGNiG na lata 2017-2022 i perspektywą do 2026 roku, opublikowaną w raporcie bieżącym nr 19/2017 z dnia 13 marca 2017 roku, w zakresie zwiększania bazy udokumentowanych zasobów i poziomu wydobycia węglowodorów. W efekcie nabycia IEPN poziom produkcji gazu przez PGNiG UN w Norwegii może osiągnąć szczytowy poziom czterech miliardów metrów sześc. gazu ziemnego rocznie w 2027 roku – czytamy w komunikacie.
Przejęty potencjał
PGNiG Upstream Norway zawarło umowę na zakup wszystkich aktywów spółki INEOS E&P Norge AS, która posiada udziały w 22 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Łączne udokumentowane zasoby węglowodorów, które w wyniku transakcji nabędzie spółka zależna PGNiG SA, to 117 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej. Oznacza to wzrost obecnych zasobów PGNiG w Norwegii o ok. 55 procent.. Nabywane aktywa obejmują złoża, z których jest już prowadzone wydobycie. W efekcie, po przejęciu aktywów INEOS E&P Norge AS wolumen produkcji gazu ziemnego przez GK PGNiG na Norweskim Szelfie Kontynentalnym wzrośnie o ok. 1,5 mld m sześc. rocznie. Dzięki temu łączna produkcja PGNiG Upstream Norway może osiągnąć w 2027 roku poziom 4 mld m sześciennych. W ramach transakcji przejęty zostanie także portfel koncesji poszukiwawczych, w tym sześć w roli operatora, które mogą zapewnić dalszy rozwój działalności PGNiG na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.
Dane PGNiG/Fot. Bartłomiej Sawicki
ok. 94 proc. zasobów będących przedmiotem akwizycji stanowi gaz ziemny. Kluczowym aktywem jest 14 proc. udziałów w Ormen Lange – drugim co do wielkości złożu gazowym na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, z perspektywą produkcji wykraczającą poza 2045 rok. Dzięki transakcji PGNiG Upstream Norway uzyska 14 procetn udziałów w Ormen Lange. Pozostałe przejmowane złoża, z których jest już prowadzone wydobycie, to Marulk (30 procent) oraz Alve (15 procent).
W efekcie transakcji, PGNiG Upstream Norway stanie się również udziałowcem terminalu gazowego Nyhamna (8,2 procent), obsługującego m.in. złoża Ormen Lange i Aasta Hansteen. Działalność terminalu Nyhamna będzie stanowić źródło stabilnych przychodów operacyjnych, niezależnych od wahań cen węglowodorów.
Ustalona pomiędzy PGNiG Upstream Norway a INEOS cena zakupu to 615 mln dolarów amerykańskich (ok. 2,4 mld złotych) przy umownej dacie transakcji 1 stycznia 2021 r.. Ostateczna cena nabycia zostanie pomniejszona o dochody uzyskane przez INEOS E&P Norge AS w 2021 roku do dnia przejęcia kontroli operacyjnej przez PGNiG. Realizacja umowy wymaga zgód korporacyjnych i administracyjnych.
– To transakcja o szczególnym znaczeniu dla PGNiG. Przejęcie wszystkich aktywów INEOS E&P Norge AS oznacza skokowy wzrost wydobycia w Norwegii i zapewni istotny wolumen gazu dla gazociągu Baltic Pipe. Stanowi zatem ważny wkład w realizację strategicznych celów GK PGNiG – powiedział Paweł Majewski, Prezes Zarządu PGNiG SA. – Nasze działania w Norwegii są ściśle powiązane z kwestią bezpieczeństwa energetycznego Polski. Od 2022 roku gaz z norweskich złóż będzie przesyłany do kraju dzięki gazociągowi Baltic Pipe. Zwiększy to dywersyfikację kierunków importu gazu, co z kolei jest gwarancją niezakłóconych dostaw tego paliwa, którego znaczenie dla polskiej gospodarki stale rośnie. Dla PGNiG dywersyfikacja portfela gazu to większa elastyczność i możliwość zaoferowania odbiorcom atrakcyjnych warunków handlowych – dodał Prezes PGNiG SA.
PGNiG w Norwegii
Aktualnie PGNiG Upstream Norway posiada udziały w 36 koncesjach i prowadzi wydobycie ropy naftowej i gazu ziemnego z dziewięciu złóż. Sześć kolejnych jest w trakcie prac inwestycyjnych i analitycznych. W ubiegłym roku PGNiG wydobyło na Norweskim Szelfie Kontynentalnym ok. 0,5 mld m sześc. gazu ziemnego. Wolumen prognozowany na ten rok – bez uwzględnienia transakcji z INEOS – to 0,9 mld m sześciennych. Wzrost wydobycia jest możliwy dzięki uruchomieniu wydobycia ze złoża Ærfugl oraz zakupowi udziałów w już eksploatowanych złożach. W ubiegłym roku PGNiG Upstream Norway kupiło lub dokupiło udziały w pięciu złożach: Alve Nord, Duva i Gina Krog oraz Kvitebjørn i Valemon.
PGNiG/Bartłomiej Sawicki
