Mimo wzrostu wydobycia ropy i gazu spółki zarabiają mniej

Pandemia nadal może być głównym czynnikiem ograniczającym popyt i obniżającym ceny węglowodorów na świecie. To oznacza, że firmy wydobywcze na wzrost zysków muszą jeszcze poczekać.

Po trzech kwartałach tego roku wszystkie spółki notowane na GPW zajmujące się wydobyciem ropy i gazu zwiększyły ilości pozyskiwanych z własnych złóż surowców. Mimo to zanotowały na tej działalności znaczne pogorszenie rentowności. Nie mogło być jednak inaczej w sytuacji mocno spadających notowań ropy. Wystarczy zauważyć, że w III kwartale średnia cena surowca typu Brent wynosiła 43 USD za baryłkę, podczas gdy rok wcześniej sięgała 62 USD. Niższe były też średnie notowania błękitnego paliwa. Wprawdzie ostatnio kurs tego surowca rośnie, ale może to być jedynie konsekwencja chwilowego wzrostu popytu związanego z rozpoczętym sezonem grzewczym.

Nadzieja w Norwegii

O spadającej roli biznesu poszukiwań i wydobycia w wynikach finansowych spółek mogą m.in. świadczyć wyniki publikowane ostatnio przez grupę PGNiG. Po trzech kwartałach koncern zanotował na tej działalności jedynie 7 proc. ogółem wypracowanego zysku EBITDA. W tym samym czasie 2019 r. jego udział sięgał 67 proc. Drastyczny spadek zysku tylko częściowo został wyhamowany przez wzrost wydobycia. Po trzech kwartałach firma pozyskała łącznie 28,2 mln boe (baryłki ekwiwalentu ropy) w Polsce, Norwegii i Pakistanie. W tym czasie zainwestowała w poszukiwania i wydobycie 1,77 mld zł. Spółka nie ujawnia, jakie nakłady zamierza ponieść na ten cel w kolejnych okresach. Wiadomo za to, że w następnych kwartałach PGNiG zamierza zwiększać wydobycie. Spółka planuje m.in. prace związane z poszukiwaniem i zagospodarowaniem złóż w zachodniej i południowo-wschodniej części naszego kraju. W Pakistanie planowane są nowe odwierty na koncesji Kirthar. PGNiG liczy też na sukces prac poszukiwawczych w Zjednoczonych Emiratach Arabskich, gdzie ostatnio pozyskano dane sejsmiczne. „Interpretacja pozwoli oszacować potencjał zasobowy obszaru koncesji oraz dać odpowiedź na temat zasadności i lokalizacji wiercenia otworu poszukiwawczego" – informuje biuro public relations PGNiG.

Zdecydowanie największe nadzieje koncern pokłada jednak w koncesjach norweskich. Stosunkowo szybko powinno być zwłaszcza uruchomione wydobycie ze złoża gazowego Duva (zależny PGNiG Upstream Norway ma w nim 30 proc. udziałów). Następny cel to dokończenie zagospodarowania złoża AErfugl (12 proc. udziałów). „Wspólnie z partnerami planujemy także rozszerzyć horyzont produkcyjny złoża Skarv. W średnim horyzoncie zależy nam na jak najszybszym pozyskaniu zgód władz norweskich na koncepcję zagospodarowania zasobów Tommeliten Alpha i King Lear, a także zagospodarowaniu naszego ubiegłorocznego ropno-gazowego odkrycia Shrek, zlokalizowanego w bezpośrednim sąsiedztwie Skarv FPSO" – twierdzi PGNiG.

Do tego dochodzą poszukiwania nowych złóż gazu w pobliżu już eksploatowanych złóż Skarv i AErfugl. W przypadku osiągnięcia sukcesu będzie można wykorzystać istniejącą tam rozbudowaną infrastrukturę podmorską, co przełoży się na lepszą ekonomikę całego przedsięwzięcia. Koncern myśli też o akwizycjach, zwłaszcza złóż błękitnego paliwa będących w fazie produkcji lub o nieodległym terminie zagospodarowania. Zależy mu na takich aktywach ze względu na planowane uruchomienie od października 2022 r. gazociągu Baltc Pipe, który połączy norweskie złoża z polską siecią.

Według PGNiG przyszłe ceny ropy i gazu mogą wzrosnąć, jeśli spadnie zagrożenie epidemiologiczne związane z Covid-19, a tym samym na świecie zwiększy się aktywność gospodarcza do poziomu sprzed pandemii. Na ceny ropy dodatkowo mogą mieć wpływ ewentualne decyzje OPEC+ co do limitów wydobycia, a na ceny gazu – temperatury powietrza.

Spowolnienie prac na koncesjach

W tym roku o 11 proc. wydobycie ropy i gazu zwiększyła grupa Lotos. Tak jak w przypadku PGNiG to głównie zasługa działań podjętych w Norwegii. Koncern mógł mocno zwiększyć wydobycie dzięki zagospodarowaniu złoża Utgard. Istotnie zwiększono też ilość pozyskiwanych surowców w Polsce. Chodzi o bałtyckie złoża B8 i B3. Po trzech kwartałach łączne wydatki na poszukiwania i wydobycie wyniosły 310 mln zł. Również Lotos liczy na dalszy wzrost ilości pozyskiwanych surowców. Najszybciej pożądane efekty może przynieść kontynuacja prac związanych z zagospodarowaniem B8 i uruchomienie produkcji z norweskiego złoża Yme. W tym drugim przypadku do pozyskania pierwszej baryłki ropy powinno dojść za rok. Spółka ma też w portfelu dwa nowe projekty rozwojowe. W Norwegii obejmują one zagospodarowanie złoża Noaka, a w Polsce bałtyckie złoża gazu B4 i B6.

Koncern zauważa, że istotny i negatywny wpływ na tempo prowadzonych prac mają ograniczenia związane z pandemią koronawirusa. „Turbulencje na rynku surowców i skutki pandemii Covid-19 spowodowały czasowe wstrzymanie i/lub przesunięcie wielu nowych projektów na świecie w branży poszukiwawczo-wydobywczej. Lotos nie jest tu wyjątkiem i również zaobserwował spowolnienie prac na koncesjach związanych z rozwojem nowych złóż" – zauważa biuro prasowe gdańskiego koncernu.

W związku z dużą zmiennością i niepewnością dotycząca tempa i skali rozprzestrzeniania się pandemii trudno też precyzyjnie oszacować kierunek zmian cen surowców w kolejnych kwartałach. Pomimo aktualnych perturbacji Lotos wierzy w długoterminowe perspektywy prowadzonego biznesu i czynniki fundamentalne wspierające rentowność projektów w długim okresie. Firma zwraca też uwagę, że w jej przypadku na relatywnie niskim poziomie znajdują się koszty wydobycia, zwłaszcza w odniesieniu do norweskich złóż Heimdal i Sleipner.

Mniejsze wydobycie niż Lotos i mniejszą skalę jego zwyżek odnotowuje ostatnio Orlen. Co gorsza, zdecydowanie słabsze od gdańskiego koncernu osiąga wyniki na tej działalności. Prawdopodobnie jest to konsekwencja stosunkowo niskich cen, jakie są do uzyskania za wydobywane surowce na amerykańskim rynku. Orlen ponad 90 proc. ropy i gazu pozyskuje ze złóż w Kanadzie, a jedynie kilka procent w Polsce. Jakie plany ma koncern wobec tego biznesu, prawdopodobnie będzie wiadomo w najbliższy poniedziałek, gdy ogłosi strategię do 2030 r.

Ceny szybko nie wzrosną

Wydobycia w naszym kraju nie prowadzą grupy Serinus Energy i MOL Group. Pierwsza z firm pozyskuje ropę i gaz ze złóż w Rumunii i Tunezji. W tym roku zwiększyła produkcję aż o 107 proc. Zdecydowały o tym dwa czynniki. Po pierwsze, to konsekwencja systematycznie zwiększanej ilości gazu przetwarzanego w rumuńskim zakładzie Moftinu. Rośnie też liczba nowych odwiertów. – Odwiert Moftinu-1004 został wykonany i uzbrojony w styczniu, a następnie włączony do produkcji w lutym bieżącego roku, co przyczyniło się do wyższej średniej produkcji w 2020 r. Drugim ważnym czynnikiem był wzrost produkcji w Tunezji – ze średniej produkcji 354 boe dziennie w pierwszych dziewięciu miesiącach 2019 r., do 574 boe dziennie w pierwszych dziewięciu miesiącach 2020 – informuje Jeffrey Auld, prezes Serinus Energy.

W przyszłym roku grupa planuje w Rumunii wykonanie dwóch kolejnych odwiertów. Z kolei w Tunezji skoncentruje się na niskokosztowych inwestycjach w celu zwiększenia produkcji z już eksploatowanych złóż.

Spółka na razie nie widzi podstaw do wzrostu cen surowców. – Ceny ropy naftowej są obecnie pod presją, ponieważ druga fala koronawirusa przyspiesza w Europie, a na rynek powróciła bieżąca libijska produkcja. Oczekuje się, że lockdowny tylko w Niemczech i we Francji spowodują zmniejszenie popytu o 2 miliony baryłek dziennie – mówi Auld. Co więcej, w miarę wygasania walk między zbrojnymi grupami w Libii produkcja z tego kraju znów jest na rynku. To obniżyło ceny ropy w krótkiej perspektywie. W dłuższej Serinus oczekuje jednak wzrostów.

W tym roku istotną zwyżkę wydobycia odnotowuje też MOL Group. Największy wpływ na to miało zwiększenie produkcji będące następstwem sfinalizowania zakupu udziałów w największym złożu ropy w Azerbejdżanie. Koncern inwestował też w innych krajach, m.in. na Węgrzech, w Chorwacji, Wielkiej Brytanii, Norwegii i Pakistanie. Po trzech kwartałach wydał na poszukiwania i wydobycie 240 mln USD. „W związku z kryzysem ekonomicznym i znaczącym spadkiem cen ropy i gazu w tym roku, ogólne nakłady inwestycyjne (CAPEX) zostały zrewidowane i w konsekwencji obniżone w około 100 mln USD" – podaje MOL Group.

W latach 2021–2023 koncern zaplanował istotne inwestycje m.in. w zakresie poszukiwań na Węgrzech i w Chorwacji. W obu krajach będą też kontynuowane projekty optymalizacyjne. W przyszłym roku MOL Group przystąpi do oceny odkrycia złoża dokonanego na norweskiej koncesji PL820. Wreszcie w Azerbejdżanie planowane jest dalsze zagospodarowanie eksploatowanego złoża m.in. poprzez uruchomienie nowej platformy na Morzu Kaspijskim. Węgrzy nie wierzą w szybkie zwyżki cen surowców. „W najbliższym czasie spodziewamy się jedynie powolnego odbudowania poziomu cen, po szoku z bieżącego roku. Jednak w najbliższym czasie nie przewidujemy powrotu do poziomów cen z 2019 r." – podaje MOL. Dziś dla koncernu najważniejsze w biznesie wydobywczym jest zapewnienie bezpieczeństwa pracownikom, poprawa efektywności produkcji oraz dalszy zrównoważony rozwój.