PGNiG получила долгожданное одобрение норвежских властей на покупку INEOS E&P Norge.

Однако проблему с ресурсной базой МГП Baltic Pipe сделка не решает
Власти Норвегии выдали PGNiG Upstream Norway, дочке польской PGNiG, разрешение на приобретение всех активов INEOS E&P Norge. Об этом PGNiG сообщила 24 сентября 2021 г.
Сделка была анонсирована в марте 2021 г. Для ее завершения требовалось получить одобрение от Министерства нефти и энергетики и Минфина Норвегии. Получение разрешений ожидалось в конце 2021 г., но одобрение удалось получить раньше намеченного срока.
Как только сделка будет завершена, PGNiG Group приобретет внушительный портфель добычных активов на шельфе Норвегии, включающий доли участия в 21 лицензии. Условия сделки оказались очень выгодны для польской компании. Расчетный платеж по завершении сделки составит около 323 млн долл. США по сравнению с первоначально согласованными 615 млн долл. США на дату заключения контракта 1 января 2021 г. Разница объясняется снижением первоначально согласованной цены за счет дохода, полученного INEOS E&P Norge за 9 месяцев 2021 г.
С покупкой INEOS E&P Norge PGNiG получает доли участия в 3 лицензиях на действующие месторождения на шельфе Норвегии:
- 14% в месторождении Ormen Lange в Норвежском море (другие участники: Shell - 17,8%, оператор, Equinor - 25,4%, Petoro - 36,5% и ExxonMobil - 6,3%),
- 30% в месторождении Marulk в Норвежском море (другие участники: Var Energi - 20%, оператор, Equinor - 33%, DNO - 17%),
- 15% в месторождении Alve в Норвежском море (другие участники: Equinor - 53%, оператор, DNO - 32%),
Также PGNiG получит 8,2% в экспортном терминале газа Nyhamna, который, помимо других месторождений, получает продукцию Ormen Lange и Aasta Hansteen.
Сделка увеличит число лицензий PGNiG на шельфе Норвегии с 37 до 58, а запасы углеводородов, доступные PGNiG Upstream Norway, - с 214 млн до 331 млн бнэ (по состоянию на 1 января 2021 г.). Компания также увеличит добычу газа примерно на 1,5 млрд м3/год газа. С учетом прогнозируемых объемов добычи по ранее приобретенным лицензиям, в 2022 г. добыча природного газа PGNiG Group на норвежском континентальном шельфе достигнет примерно 2,5 млрд м3/год. По заверениям руководства PGNiG, это означает, что цель, поставленная в стратегии компании на 2017-2022 гг., будет выполнена.
Однако основную проблему PGNiG, связанную с обеспечением ресурсной базы для строящегося магистрального газопровода (МГП) Baltic Pipe, покупка INEOS E&P Norge не решает. МГП Baltic Pipe планируется Польшей как один из источников поставок газа в страну после истечения в 2022 г. долгосрочного контракта на поставку российского газа (т.н. Ямальского контракта). Пропускная мощность газопровода составляет 10 млрд м3/год газа, однако газа собственной добычи с норвежского шельфа для заполнения газопровода PGNiG однозначно не хватает. Даже увеличив добычу газа на шельфе Норвегии до 2,5 млрд м3/год, PGNiG заполнит МГП Baltic Pipe лишь на 25%, что означает, что PGNiG придется докупать значительные объемы газа в Норвегии и Дании. Еще в октябре 2020 г. PGNiG договорилась с датской Orsted о поставках с 2023 г. в Польшу газа, в т.ч. с месторождения Тайра (Tyra) на шельфе Дании, в объеме порядка 1,3 млрд м3/год. Даже если не брать в расчет задержку с возобновлением добычи газа на месторождении Тайра, суммарно PGNiG получит 3,8 млрд м3/год газа, а гарантированный уровень заполненности МГП Baltic Pipe газом приблизится к 40%. Недостающие объемы газа для МГП Baltic Pipe PGNiG придется докупать, скорее всего, на споте или по краткосрочным контрактам, что рискованно с точки зрения доступных объемов газа и влияния волатильности цен.
Кроме того, помимо ресурсной базы, у МГП Baltic Pipe имеются серьезные риски из-за задержки строительства в Дании. Морская часть газопровода практически готова и в Северном и в Балтийском морях, однако часть сухопутного участка в Дании остается заблокированной по решению регулятора. Дата ввода газопровода в эксплуатацию остается прежней - в октябрь 2022 г., к моменту истечения Ямальского контракта, но не на полной мощности.