Об этом Миннефти Норвегии сообщило 18 января 2022 г.
Лицензионные раунды APA в Норвегии проводятся ежегодно с 2003 г., на них распределяются лицензии на разведку и добычу в наиболее зрелых районах норвежского шельфа.
По итогам раунда APA-2021 были выданы 53 новые лицензии, в т.ч. 28 лицензий в Северном море, 20 в Норвежском море и 5 Баренцевом море.
В общей сложности лицензии получили 28 различных нефтяных компаний - от крупных международных компаний до небольших норвежских геологоразведочных компаний, статус оператора получили 15 компаний.
Наиболее результативным раунд APA-2021 стал для Equinor, получившей 26 лицензий, из них 12 в статусе оператора.
Далее по количеству полученных лицензий следуют Aker BP (15 лицензий, из них 7 операторских), Var Energi (10 лицензий, 5 операторских), Lundin (10 лицензий, 5 операторских), DNO (10 лицензий, 3 операторские).
Также заметное число операторских лицензий получили Wintershall Dea (4 лицензии из 7 полученных), ConocoPhillips (все 3 полученные лицензии в статусе оператора), OKEA (3 операторские лицензии из 4 полученных), аналогичный результат у PGNiG.
Полученные Equinor лицензии в основном распределены между Северным и Норвежским морями (12 и 10 соответственно), в Баренцевом море получены 4 лицензии.
Компания рассматривает получение новых лицензий в зрелых районах, вблизи от развитой инфраструктуры, как один из основных путей поддержания добычи и загрузки существующих мощностей.
Новые открытия в зрелых районах, по оценкам Equinor, характеризуются высокой прибыльностью, коротким периодом окупаемости и низким уровнем выбросов CO2.
Примером такого подхода является недавнее открытие месторождения Toppand, лицензию на содержащий его участок компания получила в рамках раунда APA-2011.
В 2022 г. Equinor планирует пробурить около 25 разведочных скважин, в основном вблизи существующей инфраструктуры.
Большая часть скважин будет пробурена в Северном море, часть в Норвежском море и несколько в Баренцевом море.
Аналогичными соображениями руководствуются и другие компании, получившие лицензии по итогам APA-2021.
Var Energi сообщила, что ее новые лицензии хорошо согласуются с существующим портфелем, укрепляя присутствие в ключевых центрах добычи, а также предлагая дополнительные привлекательные возможности для потенциального расширения в новых перспективных секторах норвежского континентального шельфа.
На счету компании 2 лицензии в Северном море (1 операторская), 4 в Норвежском море (1 операторская) и 4 в Баренцевом море (3 операторские).
Lundin, напротив, сосредоточилась на Северном море (6 лицензий, но лишь 1 операторская), в Норвежском море получены 3 лицензии, все операторские, в Баренцевом море - 1 операторская лицензия.
DNO в Баренцево море не пошла, получив 6 лицензий в Северном море (1 операторская) и 4 в Норвежском (2 операторские).
Примечательна высокая результативность APA-2021 для польской PGNiG.
Компания получила 3 лицензии в Северном море, из них 2 операторские.
В лицензии PL 1136 PGNiG является оператором с долей участия 50%, ее партнером является Equinor с оставшимися 50%.
В лицензии PL 1135 компания также выступает оператором с долей участия 70%, ее партнером выступает польская же LOTOS с 30% (всего LOTOS по итогам APA-2021 получила 4 неоператорские лицензии).
Также PGNiG получила 20% в лицензии PL 941 B, оператором которой стала Aker BP с долей участия 80%.
В Норвежском море компания стала оператором лицензии PL 1055 C с долей участия 60%, партнером выступает Shell с 40%.
Общее число лицензий PGNiG на шельфе Норвегии увеличилось с 58 до 62.
PGNiG активно работает над наращиванием ресурсной базы на норвежском шельфе для обеспечения загрузки магистрального газопровода (МГП) Baltic Pipe.
Большим шагом для этого стало разрешение на приобретение всех активов INEOS E&P Norge, за счет чего число лицензий PGNiG на шельфе Норвегии выросло с 37 до 58, а доступные компании запасы углеводородов - с 214 млн до 331 млн бнэ (по состоянию на 1 января 2021 г.).
Сделка позволит компании увеличить добычу газа на норвежском шельфе примерно на 1,5 млрд м3/год газа, доведя ее в 2022 г. до примерно 2,5 млрд м3/год.
При этом мощность строящегося МГП Baltic Pipe составляет 10 млрд м3/год, что означает существенную нехватку газа собственной добычи PGNiG для его заполнения и необходимость докупки дополнительных объемов.
Договоренности на 1,3 млрд м3/год газа у PGNiG есть, но порядка 6 млрд м3/год придется изыскивать другими путями, скорее всего, докупая их на споте или по краткосрочным контрактам, что рискованно с точки зрения доступности объемов и волатильности цен.
