Należąca do PGNiG SA spółka PGNiG Upstream International AS kupiła od firmy Total E&P Norge AS udziały w czterech złożach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Transakcja jest elementem realizacji strategii Grupy PGNiG i pozwoli na znaczny wzrost wydobycia węglowodorów poza granicami kraju.
„Zaangażowanie w cztery nowe złoża w Norwegii ma dla nas szczególne znaczenie. Po pierwsze, oznacza to natychmiastowy wzrost produkcji poza granicami kraju o około 60%. Po drugie, transakcja pozwoli nam utrzymać zwiększony poziom wydobycia ropy przez co najmniej dziesięć lat. Po trzecie, spodziewamy się szybkiego okresu zwrotu z tej inwestycji, a to dobra wiadomość dla akcjonariuszy” – powiedział Mariusz Zawisza, Prezes Zarządu PGNiG SA.
W ramach transakcji PGNiG nabył udziały w trzech złożach produkcyjnych (Morvin, Vilje oraz Vale) oraz w jednym złożu w fazie zagospodarowania (Gina Krog). Wydobycie z tych złóż w 2014 roku, w części przypadającej na PGNiG, jest szacowane na poziomie ok. 320 tys. ton ropy oraz 90 mln m3 gazu ziemnego (tj. ok.8 tys. baryłek ekwiwalentu ropy na dobę). Zgodnie z danymi operatorów, produkcja będzie średnio kontynuowana przez okres najbliższych 14 lat.
Zgodnie z raportem niezależnego audytora, rezerwy wydobywalne złóż ropy (72%) i gazu (28%) przypadające na przejęte przez PUI udziały kształtują się na poziomie 33 mln boe, tj. baryłek ekwiwalentu ropy. Oznacza to wzrost obecnych zasobów PGNiG w Norwegii o około 60%.
Cena zakupu wynosi 1 950 mln NOK (tj. 996 mln PLN według średniego kursu ustalonego dla NOK przez NBP na dzień 29 września 2014 roku) przy umownej dacie transakcji 1 stycznia 2014 roku. Szacuje się, że przepływy wygenerowane przez nowe złoża w tym roku pozwolą na sfinansowanie około 45% ceny zakupu. Pozostała część ceny zostanie sfinansowana za pomocą pomostowej pożyczki wewnątrzgrupowej od PGNiG oraz z wykorzystaniem kredytu zabezpieczonego zasobami węglowodorów (reserve based loan, RBL).
Docelowym źródłem finansowania będzie zewnętrzny kredyt w formule reserve based loan. Rozwiązanie to zostało sprawdzone przy okazji finansowania projektu Skarv. Dzięki temu, inwestycje w Norwegii nie będą miały negatywnego wpływu na poziom finansowania programu inwestycyjnego w Polsce.
Na nowych złożach PGNiG podejmie współpracę z wiodącymi firmami naftowymi. Ma to istotne znaczenie, bowiem przejmowane koncesje zawierają istotny potencjał do prowadzenia dalszych prac poszukiwawczych. Spółka wiąże szczególne nadzieje z basenem Utsira High, na którym zlokalizowane jest złoże Gina Krog, i który należy do najbardziej perspektywicznych obszarów na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, o znaczących zasobach węglowodorów. Przyszłe nakłady inwestycyjne w ramach przejmowanych koncesji powinny zostać sfinansowane przez bieżące przepływy z norweskiej działalności PGNiG.
Zakup nowych aktywów w Norwegii stanowi naturalny kierunek inwestycyjny dla Grupy PGNiG. To perspektywiczny obszar, w którym PGNiG nabrał już doświadczeń i posiada dobrą organizację. Ponadto dotychczasowe projekty, w tym przede wszystkim Skarv, zapewniają dobre wyniki finansowe przy niskim poziomie ryzyka. Dodatkową korzyścią z dalszego inwestowania w Norwegii jest szybsze rozliczenia aktywa podatkowego, które posiada spółka PGNiG Upstream International. Dzięki niemu, mimo istotnych przychodów z nowych złóż, norweska spółka nie będzie musiała płacić wynikających z nich podatków w najbliższych latach. Pozwoli to na dodatkowe przyspieszenie okresu zwrotu z nowej inwestycji.
Umowa zakupu udziałów w złożach Morvin, Vilje, Vale oraz Gina Krog została zawarta pod warunkami zawieszającymi uzyskania wymaganych zgód administracyjnych w Norwegii. Warunki zawieszające muszą być spełnione w terminie do końca 2014 roku.
***
Podstawowe informacje na temat przejmowanych złóż zostały zamieszczone poniżej:
|
Złoże Morvin |
Złoże Gina Krog |
|||
| Udział PGNiG: |
6% |
Udział PGNiG: |
8% |
|
| Pozostali udziałowcy: |
Statoil (operator, 64%), Eni (30%) |
Pozostali udziałowcy: |
Statoil (operator, 58,7%), Total (30%), Det norske (3,3%) |
|
| Lokalizacja: |
Morze Norweskie |
Lokalizacja: |
Morze Północne |
|
| Głębokość wody: |
350 m |
Głębokość wody: |
110-120 m |
|
| Start produkcji: |
2010 |
Start produkcji: |
spodziewany 2017 |
|
| Zasoby[1]: |
69% ropa / 31% gaz |
Zasoby 1: |
65% ropa / 35% gaz |
|
Złoże Vale |
Złoże Vilje |
|||
| Udział PGNiG: |
24,243% |
Udział PGNiG: |
24,243% |
|
| Pozostali udziałowcy: |
Centrica (operator, 50%), Lotos (25,8%) |
Pozostali udziałowcy: |
Marathon (operator, 46,9%), Statoil (28,8%) |
|
| Lokalizacja: |
Morze Północne |
Lokalizacja: |
Morze Północne |
|
| Głębokość wody: |
115 m |
Głębokość wody: |
120 m |
|
| Start produkcji: |
2002 |
Start produkcji: |
2008 |
|
| Zasoby 1: |
47% ropa / 53% gaz |
Zasoby 1: |
100% ropa |
***
PGNiG rozpoczęło działalność w Norwegii w 2007 roku wraz z zakupem udziałów w złożu Skarv od ExxonMobil. Wydobycie z tego złoża zostało uruchomione na koniec 2012 roku i od tego momentu stanowi istotny element wpływający na wyniki segmentu poszukiwanie i wydobycie. Planowana na 2014 rok produkcja PGNiG w Norwegii wynosi 400 tys. ton ropy i innych frakcji oraz 430 mln m3 gazu ziemnego.
Obecnie PGNiG Upstream International posiada dwanaście koncesji na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Na dziewięciu z nich prowadzi działalność poszukiwawczą, w tym na dwóch jako operator. Spółka planuje wystąpić o następne koncesje w ramach nadchodzących rund koncesyjnych.
