W tym roku giełdowe firmy wydobędą mniej ropy i gazu

Wysokie ceny węglowodorów notowane w 2022 r. miały ogromny, pozytywny wpływ na wyniki Orlenu, MOL-a i Serinusa. W tym systematycznie spadają i ograniczają zyski spółek. W perspektywie najbliższych kwartałów trudno też oczekiwać wzrostu wydobycia.

Po sfinalizowaniu przez Orlen przejęcia Lotosu (1 sierpnia 2022 r.) i PGNiG (2 listopada 2022 r.) na GPW notowane są tylko trzy spółki zajmujące się poszukiwaniami i wydobyciem ropy i gazu. Jednocześnie dzięki przeprowadzonym akwizycjom płocki koncern urósł do grona jednej z największych w regionie firm z tej branży. Wystarczy zauważyć, że jeszcze w II kwartale ubiegłego roku, czyli przed wchłonięciem Lotosu, realizował średnie dzienne wydobycie na poziomie 18,6 tys. boe (baryłki ekwiwalentu ropy). W III kwartale wzrosło ono już do 30,2 tys. boe, mimo że do tego okresu rezultaty osiągnięte przez dawną grupę Lotos liczyły się tylko przez dwa miesiące. W ostatnim kwartale ubiegłego roku wydobycie sięgało już 191,2 tys. boe za sprawą ujmowania w księgach dwumiesięcznej eksploatacji złóż dawnej grupy PGNiG.

Norwegia i Polska

Orlen nie podaje prognoz dotyczących wydobycia. Na razie nie określił się też, czy zamierza je publikować w przyszłości. Z drugiej strony cały czas utrzymuje w mocy te przedstawione rok temu przez PGNiG. Obejmują one lata 2022–2024, ale ich użyteczność jest dziś niewielka, gdyż odnoszą się tylko do części biznesu obecnej grupy Orlen. Co więcej, płocki koncern nie podaje, ile w całości jego wydobycia stanowi obecnie to zrealizowane ze złóż dawnej grupy PGNiG. W efekcie ocena trafności prognoz jest mocno utrudniona.

Orlen informuje, że w ubiegłym roku średnie dzienne wydobycie realizowane przez spółki wchodzące dziś w skład grupy wyniosło około 186 tys. boe. Czy w tym roku planuje je zwiększyć? „Zakładamy, że wolumen wydobycia krajowego utrzyma się na zbliżonym poziomie, jak w ubiegłym roku. Na norweskim szelfie kontynentalnym należy spodziewać się większej intensywności remontów infrastruktury wydobywczej, co jest spowodowane przesunięciem na ten rok remontów planowanych w ubiegłym roku” – podaje dział relacji z mediami Orlenu. Dodaje, że zostały one odroczone ze względu na trudną sytuację na europejskim rynku gazu. Niezależnie od tego remonty prowadzą do przestojów produkcyjnych, powodując ograniczenia w wydobyciu. Trzeba też pamiętać o naturalnym procesie wyczerpywania się złóż. W tej sytuacji w Norwegii można oczekiwać chwilowego spadku wydobycia, zwłaszcza że obecnie realizowane tam inwestycje przełożą się na wzrost ilości pozyskiwanych surowców dopiero w kolejnych latach.

W tym roku Orlen w biznes poszukiwawczo-wydobywczy chce zainwestować 6,4 mld zł. Najwięcej pieniędzy wyda na zagospodarowanie trzech norweskich złóż: Tommeliten Alpha, Yggrdasil (dawna Noaka) i Fenris (dawny King Lear). Początek eksploatacji pierwszego z nich planowany jest na przyszły rok, a dwóch kolejnych dopiero w 2027 r. Każde ze złóż w szczytowym okresie ma zapewnić kilkanaście tys. boe węglowodorów dziennie. W naszym kraju kluczowe projekty koncernu dotyczą rozbudowy kopalni ropy i gazu w Lubiatowie (woj. lubuskie) oraz zagospodarowania złóż Różańsko (woj. zachodniopomorskie) i Rokietnica (woj. wielkopolskie). Grupa prowadzi też wydobycie w Kanadzie, Pakistanie i na Litwie. W każdym z tych krajów jest ono jednak zdecydowanie mniejsze niż na dwóch kluczowych dla koncernu rynkach.

Będą niższe ceny

Orlen istotne kwoty wydaje też na poszukiwania. Dzięki nim (i przede wszystkim akwizycjom) na koniec grudnia 2022 r. posiadał łączne zasoby ropy i gazu, określane według międzynarodowej terminologii jako 2P, na poziomie 1278,2 mln boe. Również w tym roku ich istotna zwyżka może być głównie rezultatem fuzji i przejęć. Orlen przyznaje, że prowadzi przegląd dostępnych aktywów i możliwych transakcji. „Koncentrujemy się na obszarach, z których istnieje możliwość dostarczenia wydobywanych węglowodorów, przede wszystkim gazu ziemnego, na rynek krajowy. Priorytetem pod tym względem pozostaje rynek norweski” – podaje spółka.

Poza wolumenem pozyskiwanych z własnych złóż surowców, kluczowy wpływ na zyski wypracowywane w biznesie wydobywczym będą miały kursy ropy i gazu. W tym roku Orlen szacuje, że spadną. W jego ocenie średnia cena ropy wyniesie 85–95 USD za baryłkę, a gazu około 200 zł za 1 MWh (megawatogodzina). Dla porównania w ubiegłym roku było to odpowiednio 101 USD (Brent) i 595 zł (notowania na TGE). W tej sytuacji powtórzenie ubiegłorocznej EBITDA (przed odpisami) wynoszącej ponad 7,6 mld zł może być trudne, nawet biorąc pod uwagę, że złoża danego Lotosu i PGNiG będą już przez cały rok pracowały na wyniki Orlenu. Na razie nie ma też co liczyć na jakieś wymierne oszczędności lub synergie, które w biznesie poszukiwawczo-wydobywczym koncern miał osiągnąć po sfinalizowanych przejęciach. Zapytany o nie powtórzył wcześniejszą, ogólną deklarację, że strategia zakłada realizację ponad 10 mld zł synergii wynikających z fuzji i przejęć, ale w odniesieniu do wszystkich biznesów. Kiedy i ile z tych oszczędności możliwe jest do uzyskania na działalności poszukiwawczo-wydobywczej, nie podał.

Mówiąc o dalszym rozwoju tego biznesu, trzeba coraz bardziej mieć na uwadze zaostrzającą się politykę klimatyczną i planowane odchodzenie UE i innych państw od energetycznych surowców kopalniach. „Spodziewamy się, że proces odchodzenia od ropy i gazu będzie szybszy, niż do tej pory zakładano, zwłaszcza w związku z następstwami wojny w Ukrainie, a także przyjętymi rozwiązaniami regulacyjnymi w UE. Zaktualizowana strategia Orlen 2030 stawia jasny priorytet: zielona transformacja oraz rozwój odnawialnych źródeł energii to dla nas główny cel, dlatego aż 120 mld zł przeznaczymy na zielone inwestycje” – przypomina koncern. Dodaje jednocześnie, że węglowodory, a w szczególności gaz, będą pomagały w przeprowadzeniu transformacji i stabilizacji rynku energii. Mając to na uwadze, grupa do 2030 r. chce przeznaczać średniorocznie około 8 mld zł na biznes poszukiwawczo-wydobywczy.

Trudny rok

Jeszcze kilka kwartałów temu zdecydowanie większe wydobycie niż Orlen odnotowywała MOL Group. Węgrzy w całym 2022 r. na działalności kontynuowanej realizowali je na poziomie 92 tys. boe dziennie. Dane te nie obejmują eksploatacji złóż w Wielkiej Brytanii, które sprzedano w listopadzie za 305 mln USD. Wcześniej zapewniały one koncernowi około 10 proc. całego wydobycia. MOL Group nie odpowiedziała na nasze pytania dotyczące jej dalszych planów w tym biznesie. Z niedawnej prezentacji wynika, że w tym roku zakłada wydobycie przekraczające 90 tys. boe. Negatywny wpływ na wielkość będzie miało wyczerpywanie się złóż eksploatowanych w Europie Środkowo-Wschodniej, Pakistanie i Azerbejdżanie. Z drugiej strony wzrost produkcji planowany jest w irackim Kurdystanie.

Obecnie MOL Group największe wydobycie realizuje na Węgrzech oraz w Chorwacji i Azerbejdżanie. W ubiegłym roku biznes ten zapewnił 2,21 mld USD EBITDA, czyli 47 proc. całego wyniku grupy. Węgrzy wprost przyznają, że to w dużej mierze konsekwencja wysokich cen ropy i gazu oraz stabilnej działalności w poszczególnych krajach. W tym roku będzie trudno go powtórzyć nie tylko ze względu na spadki kursów tych surowców, ale i regulację ich cen w Chorwacji czy wprowadzony podatek od nadmiarowych zysków na Węgrzech.

W przeciwieństwie do Orlenu i MOL Group, Serinus Energy zajmuje się wyłącznie poszukiwaniami i wydobyciem ropy i gazu. W ubiegłym roku grupa zanotowała 49,3 mln zł przychodów i 1,6 mln USD zysku netto. Rok wcześniej jej sprzedaż sięgała 40 mln zł, a zysk netto 8,4 mln USD. Wyniki firmy od kilku lat są pod presją spadającego wydobycia. Tym razem zmalało ono do 899 boe dziennie, z 1,65 tys. boe w 2021 r. Jak będzie w tym roku? – Produkcja jest stabilna zarówno w Rumunii, jak i w Tunezji. Nie spodziewamy się wzrostu produkcji w Rumunii do czasu wykonania nowych odwiertów pod koniec 2023 lub w 2024 r. – informuje Jeffrey Auld, prezes Serinus Energy. Z kolei w Tunezji grupa jest w trakcie programu rekonstrukcji odwiertów, który ma zwiększyć produkcję na polu Sabria. Ile pieniędzy może być wydatkowanych na projekty rozwojowe, spółka nie podaje. Ujawnia jedynie, że obejmują one m.in. prace związane z rekonstrukcją odwiertów SAB W-1 i N-2 w Tunezji oraz badania geologiczne i geofizyczne w Rumunii. W ubiegłym roku firma zainwestowała około 12,9 mln USD. W obecnej sytuacji nie należy oczekiwać, że Serinus Energy zwiększy posiadane zasoby. Jego rezerwy 2P wynosiły na koniec grudnia 7,2 mln boe wobec 8,6 mln boe rok wcześniej. Zarząd sugeruje, że jedynie wydobycie będzie miało wpływ na ich poziom. Tym samym można spodziewać się kolejnej zniżki wielkości rezerw 2P. Według spółki największy wpływ na jej tegoroczne wyniki będą miały jednak spadki cen surowców. To z kolei, przy malejącym wydobyciu, może oznaczać, że ten rok będzie dla grupy bardzo wymagający.

Zarząd Serinusa Energy nie obawia się dekoniunktury na rynku ropy i gazu, nawet w obliczu zaostrzającej się na całym świecie polityki klimatycznej i coraz większej niechęci państw i społeczeństw do surowców kopalniach. – Każda rozsądna prognoza zużycia ropy naftowej i gazu ziemnego wskazuje na rosnący popyt na te surowce przez wiele lat. Biorąc pod uwagę cykl życia projektów naftowych i gazowych oraz utrzymujący się popyt, uważamy, że finansowanie tego typu projektów to nie tylko dobra, ale także konieczna inwestycja w obliczu światowej transformacji energetycznej i przechodzenia na mniej emisyjne źródła energii – twierdzi Auld.