Subskrybuj nas na Youtube
Zapisz się na newsletter
PGNiG zostanie w Norwegii i Pakistanie, ale rozważa pozbycie się innych atrakcyjnych lokalizacji.
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.
