PGNiG начинает добычу на месторождении Дува на шельфе Норвегии. Есть повод для радости?

Консорциум с участием польской PGNiG начал добычу углеводородов на месторождении Дува (Duva) в норвежском секторе Северного моря. Об этом PGNiG сообщила 23 августа 2021 г.
Добыча ведется с использованием 4 эксплуатационных скважин - 3 нефтедобывающих и 1 газодобывающей. Ожидается, что добыча на месторождении Дува будет вестись в течение 10 лет. Ранее сообщалось, что объем добычи на месторождении составит около 25 тыс. бнэ/сутки (брутто). Доля PGNiG в добыче в среднем составит 200 млн м3/год природного газа. Свои извлекаемые запасы по данному проекту PGNiG Upstream Norway оценивает примерно в 8,4 млрд м3 природного газа.
Нефтегазовое месторождение Дува расположено на лицензионном участке PL636 и PL 636C блока 36/7 в норвежской части шельфа Северного моря. Месторождение расположено 14 км к северо-востоку от платформы Йоа (Gjoa), площадь составляет 281 км2, глубина моря - 360 м. Участниками проекта являются Neptune Energy (оператор, доля участия 30%), Idemitsu Petroleum Norge (30%), PGNiG Upstream Norway (30%) и Sval Energi (10%). Месторождение было открыто в сентябре 2016 г. и на тот момент оно называлось Кара (Cara). Пласт, который 15 лет назад был оценен как "сухой", по результатам геологоразведочных работ (ГРР) показал наличие значительных запасов нефти и газа. Разработка месторождения Дува ведется по ускоренной схеме с использованием существующей инфраструктуры месторождения Йоа. Для усиления синергии проект Дува реализуется параллельно с Gjoa P1 (северная часть месторождения Йоа), где PGNiG не участвует (Neptune Energy владеет 30% и является оператором, Petoro - 30%, Wintershall Dea Norge - 28%, OKEA - 12%).
Ускоренная разработка месторождения Duva очень важна для Neptune Energy и PGNiG. Neptune Energy усиленно работает над компенсацией падающей добычи на месторождении Йоа, добыча на котором ведется с 2010 г. Загрузить мощности по подготовке нефти и газа на платформе Йоа позволит разработка месторождений Gjoa P1, Дува, а также месторождение Нова (Nova), оператором которого является Wintershall Dea. Добыча нефти на всех 3 проектах, как ожидается, начнется в 2021-2022 гг.
Для PGNiG газ, добываемый на месторождении Дува и других месторождениях на шельфе Норвегии нужен для заполнения строящегося магистрального газопровода (МГП) Baltic Pipe. Этот газопровод планируется как один из источников поставок газа в Польшу после истечения в 2022 г. долгосрочного контракта на поставку российского газа (Ямальский контракт в польской терминологии). МГП Baltic Pipe пройдет от точки присоединяется к МГП Europipe II, по которому газ с шельфа Норвегии идет в Германию по дну Северного моря до западного побережья п-ва Ютландия, далее по территории Дании, а затем по дну Балтийского моря до Польши. Мощность МГП Baltic Pipe составляет 10 млрд м3/год газа, его ввод в эксплуатацию ожидается в октябре 2022 г., к моменту истечения Ямальского контракта. Морской участок МГП Baltic Pipe в Северном море уже уложен, идет засыпка траншеи, строительство в Балтийском море завершается, но часть сухопутного участка в Дании остается заблокированной по решению регулятора. Тем не менее, к октябрю 2022 г. МГП Baltic Pipe должен быть запущен, но не на полной мощности.
PGNiG активно готовит ресурсную базу для заполнения МГП Baltic Pipe. Всего на данный момент PGNiG Upstream Norway является владельцем 37 лицензий на норвежском континентальном шельфе. С запуском добычи на месторождении Дува PGNiG увеличила число месторождений в Норвегии, находящихся в эксплуатации, до 11, еще на 4 месторождениях ведутся инвестиционные и аналитические работы. В 2021 г. компания планирует увеличит добычу природного газа на норвежских проектах до более чем 900 млн м3 по сравнению с 500 млн м3 в 2019 г. Стратегическая цель компании - увеличение добычи природного газа в Норвегии как минимум до 2,5 млрд м3/год. Этому послужит потенциальное приобретение всех активов INEOS E&P Norge AS, по которому PGNiG ожидает одобрения регулятора. Будущая сделка включает доли участия в 22 проектах на шельфе Норвегии и позволит увеличить извлекаемые запасы PGNiG Upstream Norway с 214 млн бнэ до 331 млн бнэ.
Проблема в том, что даже увеличив добычу газа на шельфе Норвегии до 2,5 млрд м3/год, PGNiG заполнит МГП Baltic Pipe мощностью 10 млрд м3/год лишь на 25%. Это означает, что компании придется докупать серьезные объемы газа в Норвегии и Дании. В октябре 2020 г. PGNiG договорилась с датской Orsted о поставках газа в Польшу в т.ч. с месторождения Тайра (Tyra) на шельфе Дании в объеме порядка 1,3 млрд м3/год с 2023 г. Это дает уже 3,8 млрд м3/год газа, а уровень заполненности МГП Baltic Pipe газом PGNiG приблизится к 40%. Однако в настоящее время месторождение Тайра остановлено из-за реконструкции, причем Total, являющаяся оператором проекта, перенесла дату возобновления добычи газа на месторождении на 1 июня 2023 г., т.е. уже после запуска МГП Baltic Pipe. Но как закрыть эти выпадающие объемы будет решать Orsted, PGNiG это коснуться не должно.
Другое дело, что недостающие 6 млрд м3/год газа для МГП Baltic Pipe также надо будет где-то добыть. Добыча газа в Норвегии стагнирует, поэтому PGNiG скорее всего, придется докупать газ на споте или по краткосрочным контрактам, что очень рискованно с точки зрения доступных объемов газа и влияния волатильности цен. Да и 10 лет срока эксплуатации месторождения Дува в этом контексте выглядит очень неоднозначно в контексте ресурсной базы МГП Baltic Pipe. Вместе с регуляторными проблемами в Дании это усиливает риски, связанные с проектом.