Spis treści
Strategicznym celem spółki jest zapewnienie produkcji norweskiego gazu (na następne kilkanaście lat) na potrzeby gazociągu Baltic Pipe. PGNiG stara się, aby jak najwięcej tego gazu pochodziło z własnego wydobycia w Norwegii, bo – jak podkreśla prezes PGNiG Piotr Woźniak – „niezależnie czy to Norwegia czy Polska gaz z własnych źródeł zawsze będzie najtańszy”.. Dlatego, jak mówi, pozyskiwanie nowych złóż i koncesji jest na szelfie priorytetem dla PGNiG.. Docelowo po uruchomieniu Baltic Pipe ma to być co najmniej 2,5 mld m sześc. z własnego wydobycia. Pozostałe wolumeny gazu gazu niezbędne dla zapełnienia zarezerwowanej przepustowości Baltic Pipe zostaną zakontraktowane od innych producentów błękitnego paliwa na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.
„Jest to rynek perspektywiczny, na którym osiągamy dobre rezultaty i solidne stopy zwrotu z naszych inwestycji. Gaz z Norwegii będzie produkowany przez kolejne dziesięciolecia” – ocenia prezes PGNiG. Jak dodaje, polska spółka działa na tamtym rynku od ponad dekady. „Chcemy od 2022 r. sprowadzać stamtąd surowiec bezpośrednim gazociągiem ” – mówi Woźniak. – „Dokładnie w taki sposób, bezpośrednimi połączeniami z rejonu Morza Północnego sprowadzają gaz do siebie Niemcy, Francuzi, Brytyjczycy i Belgowie”.
Aktualnie polski koncern ma na norweskich wodach udziały w 26 koncesjach, a na czterech jest operatorem. Jako operator PGNiG kieruje pracami poszukiwawczymi, pozyskuje niezbędne pozwolenia i certyfikaty, współpracuje z lokalnymi władzami, jest odpowiedzialny za przygotowanie i realizację planu wierceń, kontraktowanie sprzętu oraz wykonawców poszczególnych prac wiertniczych i usług wspierających. Na kolejnych etapach zagospodarowania złóż, PGNiG będzie również odpowiedzialny za udostępnienie złoża, czyli przygotowanie go do etapu wydobycia, a także za nadzór nad produkcją gazu i ropy.
Norweskie królestwo ropy i gazu
Historia budowy norweskiego dobrobytu i silnej gospodarki w oparciu o wydobycie węglowodorów ma zaledwie 50 lat. Jeszcze pod koniec lat 50. mało kto wierzył, że pod dnem norweskich wód może cokolwiek się kryć. W 1958 r. norweska służba geologiczna raportowała do MSZ, że możliwość odkrycia węgla, siarki czy ropy to mrzonki.
Jednak odkrycie gigantycznego złoża gazowego Groningen w Holandii podziałało na wyobraźnię amerykańskich gigantów naftowych. W 1962 r. firma Phillips Petroleum zaoferowała 160 tys. dolarów miesięcznie za koncesję na poszukiwania na norweskich wodach terytorialnych na Morzu Północnym. Władze w Oslo ofertę odrzuciły oceniając, że to próba zajęcia całego szelfu kontynentalnego przez jeden podmiot. W rezultacie podzielono cały szelf na bloki, żeby rozdzielić je między różne podmioty.
W maju 1963 r. rząd Norwegii ogłosił swoją zwierzchność nad całym szelfem. Przyjęto ustawę, w myśl której wszystkie surowce naturalne należą do państwa, i tylko król Norwegii ma prawo przydzielać koncesje poszukiwawcze i wydobywcze. Jednak dopiero w 1965 r. dokonano podziału wód Morza Północnego między Norwegię, Danię i Wielką Brytanię.
13 kwietnia 1965 r. przeprowadzono pierwszą rundę koncesyjną, przydzielając 22 koncesje. Początki były jednak mało zachęcające. Pierwszy odwiert produkcyjny z lata 1966 r. okazało się „suchy”. W 1967 r. odkryto ropę w innym odwiercie, ale jego eksploatację uznano za mało opłacalną. Dopiero pod koniec 1969 r. Phillips poinformował o odkryciu obiecujących złóż – nazwane Ekofisk okazały się jednym z największych kiedykolwiek znalezionych norweskich złóż naftowych.
W latach 70. szelf był stopniowo udostępniany do poszukiwań, co doprowadziło do odkrycia kolejnych wielkich złóż: Statfjord, Oseberg, Gullfaks i Troll. Dzięki zbudowanej na nich infrastrukturze możliwe stało się też eksploatowanie sąsiednich, mniejszych akumulacji ropy i gazu w miarę sczerpywania zasobów wielkich złóż. Dziś produkcja jest prowadzona w wielu rejonach Morza Północnego, Norweskiego oraz Barentsa zarówno na małych, średnich oraz dużych złożach w oparciu o różnorodne rozwiązania technologiczne platformy wydobywcze).
Od 1979 r. Norwegia udostępniła koncesje na Morzu Norweskim i Morzu Barentsa. Produkcja na tym pierwszym ruszyła w 1993 r., na tym drugim – w 2007 r.
Czytaj także: PGNiG sięga po nowe złoża gazu – ukrytego w węglu
W 1972 r. przyjęto prawo, zgodnie z którym państwo miało mieć 50% udziałów – i zysków – w każdej koncesji produkcyjnej. System zreorganizowano w 1985 r. – udział państwa zaczął być określany oddzielnie dla każdej koncesji.
Dziś na norweskim szelfie działa ponad 40 firm w najróżniejszych konfiguracjach. A Norwegia, dzięki rozsądnemu gospodarowaniu dochodami awansowała do grona najbogatszych państw świata.
Koncesje
Istotnym elementem norweskiego systemu jest ścisły nadzór państwa nad sektorem naftowym. Jego rola polega nie tylko na wydawaniu koncesji, państwo aktywnie zarządza zasobami, zatwierdza plany wydobycia, prowadzi własne szacunki zasobów, opracowuje analizy geologiczne, itp. Wszystkie te zadania scentralizowano w Ministerstwie Ropy i Energii (MPE). Ministerstwo nadzoruje też kontrolowane przez państwo koncerny Gassco, Petoro i Equinor.
Ministerstwo aktywnie wspomaga Norweski Dyrektoriat Naftowy (NPD), który odpowiada za bezpośrednią współpracę ze spółkami, prace analityczne i doradza przy decyzjach, w rodzaju przydziału koncesji czy zmiana jej statusu.
Norweskie prawo przewiduje obowiązkową prekwalifikację do działalności wydobywczej oraz obowiązek utworzenia przez zagraniczne firmy organizacji – spółki – na miejscu, w Norwegii. Regulacje wskazują jej organizację wewnętrzną. Jedną z takich spółek jest właśnie PGNiG Upstream Norway. Spółka będąca częścią Grupy PGNiG, jest prekwalifikowana do działalności na Szefie jako operator i spełnia wszystkie wymogi władz norweskich, zarówno w zakresie technicznym, finansowym, a także w dziedzinie bezpieczeństwa pracy.
Koncesje są przydzielane wyłącznie w specjalnej procedurze tzw. Rund Koncesyjnych. Dziś są standardowe – niemal identyczne dla wszystkich. MPE przydziela koncesje w oparciu o ranking zgłoszeń, przy czym wygrywają aplikacje najlepsze pod względem geologicznym i technicznym. Ministerstwo wyznacza też operatora koncesji, który jest odpowiedzialny za zatwierdzone działania. MPE odbiera koncesje, na których nie są prowadzone prace.
Jasno postawionym celem MPE jest doprowadzenie do wiercenia otworu w okresie nie dłuższym niż 4 lata od przydziału koncesji i doprowadzenie do jak najszybszego rozpoczęcia produkcji w przypadku odkrycia złoża.
Podatki
Norwegia, jak wszystkie państwa skandynawskie, znana jest z bardzo wysokich podatków. W przypadku działalności wydobywczej są to: CIT (22%) i specjalny podatek naftowy (56%). O ile jednak teoretycznie końcowe obciążenie podatkowe jest wysokie, w praktyce jest zacznie niższe dzięki korzystaniu z zachęt inwestycyjnych. To chociażby zwrot 78% udokumentowanych wydatków na poszukiwania, wysoka stopa amortyzacji, możliwość amortyzowania dodatkowych 30% poniesionych nakładów, konsolidacja podatkowa projektów itd.
W zamian za wysokie podatki firmy wydobywcze dostają jednak bardzo stabilny system koncesyjny, darzony bardzo wysokim zaufaniem. Wydana przez króla koncesja jest powszechnie uważana za żelazną gwarancję wywiązania się państwa z zapisanych w niej zobowiązań.
Aktywa PGNiG
Polski koncern rozpoczął działalność w Norwegii w 2007 r. i zgodnie z wymogami zarejestrował miejscową organizację – spółkę PGNiG Upstream Norway. W marcu tego roku za 360 mln dolarów firma kupiła od ExxonMobil 15% udziałów w koncesjach, m.in. Skarv Idun i Snadd (obecnie Ærfugl).
Kolejna akwizycja to zakup od Totala 4 złóż: Morvin, Vilje, Vale, Gina Krog za prawie 2 miliardy koron w październiku 2014 r.
Czytaj także: PGNiG nad Zatoką Perską
W marcu 2017 r. PGNiG kupiło 35 % udziału w złożu Skogul od AkerBP. Rok później 20 % w w projekcie poszukiwawczym Fogelberg.
W październiku 2018 r. polska firma zapłaciła Equinorowi 220 mln dol. za 42,38 %. udziałów w złożu Tommeliten Alpha. W czerwcu 2019 r. objęła 22.2% udziałów w złożu King Lear w ramach transakcji zakupu udziałów od francuskiej spółki Total.
W lipcu 2019 r. PGNiG kupiło 20% udziałów w projekcie Duva, a w listopadzie dokupiła jeszcze 10% w tym złożu.
Od 2007 roku PGNiG Upstream Norway prowadzi również własną, aktywną działalność poszukiwawczą. Wynikiem tej działalności jest szereg pozyskanych i przeanalizowanych projektów poszukiwawczych oraz (stan na 20.12.2019) portfel 26 koncesji na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.
Według szacunków PGNiG dzięki tym wszystkim aktywom, bez uwzględnienia kolejnych akwizycji, spółka będzie w 2026 r. wydobywała 2 mld m sześc. gazu rocznie, cztery razy więcej niż obecnie.
Ważnym krokiem dla Grupy PGNiG w Norwegii było pierwsze wiercenie na prospekcie Shrek w ramach koncesji oznaczonej PL838. To jedna z koncesji, na których PGNiG ma status operatora. Wykonany tam odwiert był pierwszym, jakiego koncern dokonał w roli operatora w Norwegii, i od razu udanym. Jesienią tego roku ok. 2 km pod dnem – tam gdzie wykonane wcześniej badania wskazywały na obecność węglowodorów, rzeczywiście natrafiono na ich złoża.
Odkryte złoże znajduje się w odległości około 5 km od pływającej jednostki produkcyjnej i magazynującej Skarv FPSO, co umożliwi szybkie i wyjątkowo opłacalne włączenie „Shrek’a” do produkcji.
Czytaj także: Pakistański gaz PGNiG
„Podłączenie w przyszłości nowego złoża do istniejącej tak blisko infrastruktury wydobywczej wpłynie pozytywnie na rentowność całego projektu Skarv, na którym prowadzimy działalność. Dzięki nowemu odkryciu zwiększymy wydobycie własne na Norweskim Szelfie Kontynentalnym” – podkreśla prezes Woźniak.
Norweskie zasoby
Pojawiające się od czasu do czasu pogłoski o tym, że wyczerpanie norweskich złóż jest już na horyzoncie, nie znajdują potwierdzenia w danych. Zgodnie z analizą Norweskiego Dyrektoriatu Naftowego z połowy 2018 roku, produkcja z Szelfu Kontynentalnego wzrośnie w kolejnych latach, a w ciągu 50 letniej historii produkcji Norwegia wyprodukowała zaledwie 55% swoich zasobów ropy i gazu. Pozostałe do odkrycia zasoby są szacowane na astronomiczne 25 miliardów baryłek ekwiwalentu ropy (boe). Dla porównania zasoby Grupy PGNiG w Norwegii to około 200 milionów baryłek. W praktyce oznacza to, że gaz z Norweskiego Szelfu Kontynentalnego może stabilnie płynąć do Polski dzięki Baltic Pipe i PGNiG przez kolejne dziesięciolecia.
