PGNiG na razie nie chce przesądzać, jaki będzie finał przeglądu zagranicznych koncesji pod kątem ich ewentualnej sprzedaży. Powód? Proces poszukiwania inwestorów jest na wstępnym etapie (zaczął się w ub.r.). Spółka sonduje rynek pod kątem sprzedaży koncesji i udziałów w licencjach. Zamierza się skoncentrować na wierceniach w naszym kraju.

Zarząd – w kontekście ewentualnej sprzedaży zagranicznych koncesji – nie wyklucza żadnego scenariusza. – Nawet atrakcyjne aktywa mogą trafić na sprzedaż – przyznaje Mirosław Szkałuba, p.o. prezes PGNiG, odpowiedzialny za sektor upstream. Transakcje będą uzależnione od zainteresowania potencjalnych inwestorów oraz od oferowanej ceny.

Gazowy koncern obecny dziś jest w Norwegii, Pakistanie, Egipcie oraz Libii. Wszystko wskazuje na to, że w dwóch pierwszych krajach pozostanie. Z naszych informacji wynika, że PGNiG nie tylko nie wycofa się z Norwegii, ale zwiększy tam swoje zaangażowanie. Koncern, obecny na złożu Skarv, zamierza prowadzić poszukiwania na kolejnym złożu – Snadd. Planuje także pozyskanie nowych obszarów koncesyjnych.

PGNiG zainwestowało na norweskim szelfie kontynentalnym ponad 1 mld dol. To jednak jedyne zagraniczne złoże, z którego spółka już prowadzi wydobycie. Ruszyło ono z początkiem 2013 r. i w ciągu pierwszych trzech miesięcy ze Skarv pozyskano 25 tys. ton ropy (wydobywany będzie też gaz). Jak zapewniają w PGNiG, wydobycie w Norwegii w br. ma sięgnąć 300 mln m sześc. gazu oraz 370 tys. ton ropy, a planowane przychody w ciągu następnych trzech lat wyniosą 400–500 mln dol. rocznie.

Zasoby na norweskich koncesjach PGNiG szacuje się na 60 mld m sześc. gazu oraz 16,5 mln ton ropy. Z tego polskiej spółce przypada ok. 12 proc. Reszta trafi do pozostałych udziałowców koncesji – koncernów BP, Statoil i E.ON.

Znacznie większy, 70-proc. udział PGNiG ma w złożach w Pakistanie. Jak ustaliliśmy, już w przyszłym miesiącu ma uruchomić tam wydobycie niekonwencjonalnego gazu (tight gas). Początkowo produkcja ma sięgać 100 mln m sześc. rocznie, ale spółka liczy, że w ciągu pięciu lat zwiększy się dziesięciokrotnie. Gaz sprzedawany będzie na miejscu. W tym celu PGNiG wybudowało już, kosztem kilkunastu milionów dolarów, 50-kilometrowy rurociąg łączący złoże z pakistańską siecią przesyłową.

Niemal przesądzony wydaje się los licencji w Afryce Północnej. Niedawna arabska wiosna nie tylko mocno opóźniła prace, ale zmieniła radykalnie ocenę bezpieczeństwa tych inwestycji. Choć w Egipcie PGNiG obecne jest od 2009 r., to wywierciło tylko dwa otwory. Wyniki nie spełniły oczekiwań. Jeden z odwiertów okazał się zupełnie nietrafiony. To prawdopodobnie zamyka temat Egiptu. – Wykonaliśmy nasze zobowiązania koncesyjne – podkreśla prezes Szkałuba.

W Libii koncern jeszcze ich nie zrealizował. W tym roku wykona trzy odwierty. Pierwszy już za miesiąc. Kosztować ma to 50 mln dol. To spory wydatek, tym bardziej że – jeśli ruszy ewentualne wydobycie (możliwe byłoby w 2015 r.) – konieczne będą kolejne potężne inwestycje. Spółka musiałaby wybudować bowiem jeszcze 250 km rurociągu.

Libijskie koncesje mimo to są bardzo atrakcyjne. Pokłady złoża szacuje się na prawie 22 mln ton ropy i aż 140 mld m sześc. gazu, czyli tyle, ile wynoszą szacunkowe zasoby w całej Polsce.