Nie będzie przełomu w wydobyciu ropy i gazu

Dziś niewiele wskazuje na to, aby przejęcie PGNiG i Lotosu przez Orlen miało przełożyć się na istotny wzrost ilości pozyskiwanych węglowodorów z krajowych złóż. Co więcej, płocki koncern na zbyt wiele pytań, które w tym zakresie się pojawiają, nie odpowiada.

Ten rok prawdopodobnie będzie kolejnym z rzędu, w którym Polska odnotuje spadek wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego. Z ostatnich danych GUS wynika, że w I połowie 2023 r. wydobyto 2,55 mld m sześc. błękitnego paliwa (podawany wolumen obejmuje surowiec w stanie ciekłym i gazowym bez przeliczenia na gaz wysokometanowy). To o 2,8 proc. mniej niż rok wcześniej. Powolna, ale systematyczna zniżka wydobycia widoczna jest od wielu lat. Podobnie sprawa wygląda z ropą, chociaż w tym przypadku trzeba mieć na uwadze, że jej wydobycie nad Wisłą jest bardzo małe.

Parkiet

Cząstkowe prognozy

Sytuacja na krajowym rynku firm wydobywających ropę i gaz uległa w ubiegłym roku drastycznej zmianie. Orlen, finalizując najpierw przejęcie Lotosu (1 sierpnia), a następnie PGNiG (2 listopada), w zasadzie stał się monopolistą. Z danych Ministerstwa Klimatu i Środowiska wynika, że na koniec 2022 r. płocka grupa dysponowała 185 koncesjami na wydobywanie ropy i gazu na 188 ogółem wydanych. Dominującą pozycję miała też w zakresie koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż oraz tzw. koncesji łącznych na poszukiwanie i rozpoznawanie oraz wydobywanie ropy i gazu.

Z najnowszych danych wynika, że obecny stan posiadania płockiego koncernu nie uległ istotnym zmianom. „Grupa Orlen posiada w Polsce 9 koncesji poszukiwawczych, 39 koncesji łącznych na poszukiwanie i wydobywanie oraz 183 koncesje eksploatacyjne (dane z 31 lipca br.). Na bieżąco monitorujemy rynek w zakresie nowych projektów poszukiwawczych i wydobywczych” – informuje „Parkiet” zespół prasowy spółki. O dominującej pozycji Orlenu na rynku świadczą też dane dotyczące wydobycia. Co więcej, widać powolny i systematyczny spadek jego wolumenu przy porównaniu łącznych rezultatów osiąganych w tym zakresie przez Orlen, PGNiG i Lotos. I tak w całym ubiegłym roku wszystkie trzy koncerny zanotowały wydobycie węglowodorów na poziomie około 29,5 mln boe (baryłki ekwiwalentu ropy), z czego 22,8 mln boe stanowił gaz (około 3,5 mld m sześc.), a 6,7 mln boe ropa. Dla porównania rok wcześniej pozyskały one 31 mln boe, a dwa lata wcześniej 32 mln boe.

Orlen nie chce prognozować, na jakim poziomie planuje osiągnąć wydobycie gazu w tym roku, a nawet czy może ono wzrosnąć, spaść czy pozostać na poziomie zbliżonym do ubiegłorocznego. Sytuacja jest o tyle dziwna, że spółka cały czas utrzymuje w mocy oficjalne prognozy wydobywcze PGNiG z końca 2021 r. Wynika z nich, że ilość błękitnego paliwa pozyskiwanego ze złóż pierwotnie należących do PGNiG wyniesie dokładnie 3,7 mld m sześc. (w przeliczeniu na gaz wysokometanowy), a więc będzie na poziomie zbliżonym do 2022 r. Do tego trzeba jednak dodać wydobycie ze złóż pierwotnie należących do Orlenu i Lotosu. Ile może ono wynieść, nie wiadomo. Orlen nie odpowiada, dlaczego od wielu miesięcy nie aktualizuje prognoz wydobywczych, tak aby obejmowały wszystkie aktywa grupy, a nie tylko ten fragment, który został przejęty wraz z PGNiG. W efekcie dziś aktualna pozostaje również prognoza dotycząca wydobycia gazu w 2024 r. przez dawne PGNiG na poziomie 3,9 mld m sześc. Jej użyteczność jest jednak niewielka, podobnie zresztą, jak i tegorocznej.

Płocki koncern zdawkowo informuje o czynnikach mogących decydować o tegorocznym wydobyciu błękitnego paliwa w Polsce. „Poziom wydobycia gazu ziemnego zależy od sytuacji rynkowej, w tym popytu, realizowanej produkcji oraz podłączenia do eksploatacji nowych odwiertów” – podaje zespół prasowy. Do trzech największych złóż pod względem realizowanego wydobycia zalicza: Przemyśl (woj. podkarpackie), Kościan-Brońsko (woj. wielkopolskie) i Barnówko-Mostno-Buszewo (woj., zachodniopomorskie).

Dużo niewiadomych

Podobnie jak z szacunkami dotyczącymi gazu jest z cząstkowymi prognozami obejmującymi wydobycie ropy. Pozyskiwanie tego surowca ze złóż pierwotnie należących do PGNiG ma systematycznie spadać. O ile w tym roku planowane jest na poziomie 569 tys. ton (wraz z kondensatem i NGL), o tyle w przyszłym roku już tylko w wysokości 534 tys. ton. Jak wyglądać może wydobycie w całej grupie Orlen, nie wiadomo. Koncern lakonicznie informuje, że o jego poziomie decydują podłączenia do eksploatacji nowych odwiertów oraz odbiór gazu ziemnego, któremu towarzyszy wydobycie ropy. Do największych złóż ropy zalicza: Barnówko-Mostno-Buszewo oraz lubuskie złoża Lubiatów i Grotów.

Orlen mierne zainteresowanie wykazuje przekazywaniem informacji na temat najważniejszych dla koncernu projektów wydobywczych realizowanych w tym roku. Ogranicza się jedynie do podania, że obejmują one zagospodarowanie złoża Różańsko, rozbudowę kopalni Lubiatów oraz budowę tłoczni gazu na terenie kopalni Kościan-Brońsko. Co grupa dzięki nim chce uzyskać i kiedy, już nie podaje. Jeszcze gorzej jest z informacjami na temat projektów, które mogą ruszyć w kolejnych kwartałach i latach. Na to pytanie Orlen w ogóle nie odpowiedział.

„W tym roku, podobnie jak w latach ubiegłych, grupa planuje zrealizować około 20 odwiertów” – twierdzi Orlen. Dlaczego tyle, nie tłumaczy. To jednak kolejny argument potwierdzający, że przełomu w krajowym wydobyciu nie będzie. Nie przemawiają za tym również kurczące się udokumentowane zasoby ropy i gazu należące do grupy Orlen. „Na koniec 2022 r. zasoby złóż wynosiły w Polsce około 733,6 mln boe, z czego około 81 proc. to zasoby gazu (592,9 mln boe)” – podaje koncern. Rok wcześniej Orlen, PGNiG i Lotos posiadały je na łącznym poziomie 741,5 7mln boe. Czy i kiedy mogą wzrosnąć, koncern nie podaje. „Wzrost udokumentowanych zasobów węglowodorów zależy od wyników prowadzonych prac poszukiwawczych. Obecnie takie prace trwają na południu i południowym-wschodzie Polski, a także w Wielkopolsce i Lubuskiem” – twierdzi biuro prasowe Orlenu.

Dodaje, że w tym roku planowane wydatki na wydobycie wyniosą w koncernie około 5,3 mld zł, czyli o prawie 150 proc. więcej niż rok wcześniej. W tym kontekście trzeba jednak pamiętać, że ubiegłoroczne nakłady obejmują tylko dwa miesiące wydatków poniesionych na aktywa poszukiwawczo-wydobywcze dawnego PGNiG i pięć miesięcy dawnego Lotosu. Co więcej, dotyczą one nie tylko Polski, ale przede wszystkim Norwegii. W strategii na lata 2023–2030 określono łącznie inwestycje w szeroko rozumiany obszar wydobycia i obrotu gazem na około 70 mld zł. Średniorocznie oznacza to wydatki rzędu 8,75 mld zł. Ile z tego trafi na biznes poszukiwawczo-wydobywczy, a ile w jego ramach na projekty krajowe, nie sprecyzowano. W strategii jest jedynie mowa o tym, że jednym z celów koncernu jest utrzymanie poszukiwań i stabilnego poziomu wydobycia gazu w Polsce. „Docelowo planowana jest konsolidacja całego krajowego obszaru upstream. W najbliższych kilku latach zakładamy również wzrost wydobycia krajowego do poziomu około 4 mld m sześc.” – podaje Orlen.

Niepewne synergie

Przejęcie PGNiG i Lotosu miało przynieść płockiemu koncernowi liczne synergie m.in. w biznesie poszukiwawczo-wydobywczym. Na razie konkretów w tym zakresie jednak nie ma. Orlen ogranicza się jedynie do ogólnych stwierdzeń, które już wcześniej podawał. Powtarza m.in., że fuzja pozwoliła na umocnienie jego pozycji w Europie Środkowo-Wschodniej oraz na wykorzystanie nowych możliwości. Przypomina szacunki dotyczące wartości wszystkich efektów synergii i korzyści, które mają być uwolnione w wyniku przejęć. Chwali się, że to ponad 20 mld zł, czyli dwukrotnie więcej niż kwota szacowana przed sfinalizowaniem fuzji z PGNiG i Lotosem. Analitycy nie wierzą jednak w realizację takich oszczędności i co do zasady nie uwzględniają ich w swoich raportach dotyczących spółki.

Orlen nie ujawnia, na czym dokładnie miałyby polegać planowane synergie w poszczególnych biznesach. Tym samym trudno nawet przypuszczać, ile mogą one wynieść w obszarze poszukiwawczo-wydobywczym. Zapewnia jedynie, że połączenie z PGNiG i Lotosem pozwoliło na optymalizację kosztową i zwiększenie inwestycji. „Funkcjonowanie w ramach jednej grupy pozwoli również na konsolidację obszaru upstream i osiągnięcie dodatkowych synergii w obszarze krajowego wydobycia” – twierdzi giełdowa spółka.

Orlen na początku maja informował o konsolidacji firm wydobywczych w Norwegii. W efekcie PGNiG Upstream Norway przejął aktywa Lotosu Exploration and Production Norge. Zapytaliśmy koncern, jak dziś w ramach grupy Orlen zorganizowane są poszukiwania i wydobycie ropy i gazu w Polsce oraz jaką ma wizję w tym zakresie. Niestety koncern nic konkretnego na ten temat nie podał.

Z ostatniego sprawozdania rocznego zarządu Orlenu wynika, że w ubiegłym roku działalność poszukiwawczo-wydobywczą prowadziły w Polsce liczne firmy należące do grupy. Był wśród nich Orlen Upstream, Lotos Petrobaltic i Lotos Upstream, a także ich firmy zależne i współzależne oraz Zespół Oddziałów PGNiG będący częścią Orlenu oraz spółek Exalo Drilling i Geofizyka Toruń. Jak z tego wynika, działalność poszukiwawczo-wydobywcza koncernu prowadzona w Polsce ma dziś wyjątkowo skomplikowaną strukturę oraz zakres kompetencji i odpowiedzialności.

Orlen w biznesie wydobywczym osiągnął w I kwartale 2,27 mld zł zysku EBITDA. Był to pierwszy okres, w którym w pełni raportowano wyniki przejętych aktywów wydobywczych PGNiG i Lotosu. Według analityków II kwartał był w tym biznesie znacznie słabszy niż początek roku. To konsekwencja zniżkujących cen ropy i gazu. Zwracają też uwagę na dość wysoki i znajdujący się na względnie stałym poziomie podatek od wydobycia gazu w Polsce. Orlen pytany o kwestie opodatkowania wydobycia węglowodorów w Polsce w ubiegłym i w tym roku, podaje, że informacje na ten temat przekaże w oddzielnym komunikacie.