Początek tego roku jest wyjątkowo niekorzystny dla spółek zajmujących się wydobyciem ropy i gazu. W przypadku pierwszego z tych surowców załamanie notowań nastąpiło 9 marca. Tego dnia kurs ropy typu Brent spadał nawet poniżej 32 USD za baryłkę. Tymczasem jeszcze podczas piątkowej sesji poprzedzającej krach przekraczał 45 USD, a podczas czwartkowej znajdował się powyżej 50 USD. Ropa po raz ostatni tak nisko jak w ostatni poniedziałek była wyceniana cztery lata temu. Obecnie jej kurs próbuje ustabilizować się w okolicach 35 USD. Głównym powodem obecnej sytuacji jest nadpodaż ropy, malejący na nią popyt i wojna cenowa, której głównymi uczestnikami są Rosja i Arabia Saudyjska.
Na światowych giełdach wyjątkowo nisko wyceniany jest też gaz ziemny. W tym przypadku z niskim kursem mamy do czynienia od kilku miesięcy. Latem czy nawet jesienią, gdy popyt na błękitne paliwo jest dość mały, ten stan rzeczy wydawał się zjawiskiem przejściowym. Sytuacja jednak nie zmieniła się również zimą, czyli w okresie, gdy zazwyczaj popyt na gaz jest największy i jego ceny rosną. Dziś na TGE handluje się błękitnym paliwem po cenach oscylujących w pobliżu 50 zł za 1 MWh (megawatogodzina). Podobny był kurs latem ubiegłego roku. Z kolei dokładnie rok temu sięgał 80 zł, a dwa lata temu przekraczał 100 zł. Podobna sytuacja występowała na giełdach zachodnioeuropejskich. Niskie ceny są konsekwencją mocno rosnącego wydobycia gazu i produkcji LNG (błękitnego paliwa przekształcanego z formy gazowej na ciekłą). Na to nałożyły się rosnące zapasy i ciepła zima w Europie.
Dochodowy biznes
Giełdowe spółki zajmujące się wydobyciem ropy i gazu na obecną sytuację reagują spokojnie. – Ten segment jest dochodowy. W ubiegłym roku zapewnił nam dwie trzecie zysków – mówi Jerzy Kwieciński, prezes PGNiG. Co więcej, nikt nie wierzy, że obecne ceny utrzymają się w dłuższym terminie. Jeszcze miesiąc temu koncern informował, że w skali całego 2020 r. spodziewa się średniego kursu ropy na poziomie zbliżonym do ubiegłorocznego, czyli 64 USD za baryłkę surowca Brent. W tej sytuacji trudno się dziwić, że grupa zamierza zwiększać wydobycie zarówno w kraju, jak i za granicą. Jednym z obszarów jej dużej aktywności jest Morze Północne. – Chcemy, by gaz płynący przez Baltic Pipe (ma połączyć norweskie złoża z Polską – red.) był w jak największym stopniu naszym gazem, który będziemy wydobywali w Norwegii – twierdzi Kwieciński.
Prognozy firmy mówią, że w tym roku pozyska z tamtejszych złóż 0,61 mln ton ropy i 0,5 mld m sześc. gazu. Jeszcze większe wydobycie planowane jest w 2021 r. Dla porównania w 2019 r. koncern wydobył w Norwegii 0,44 mln ton ropy i 0,48 mld m sześc. gazu. Wzrost wydobycia wydaje się realny do zrealizowania w kontekście wzrostu udokumentowanych zasobów. O ile na początku 2019 r. wynosiły one w Norwegii 141,9 mln boe (baryłki ekwiwalentu ropy), o tyle na początku tego sięgały już 169,4 mln boe. Zmiana wynika głównie z nabycia udziałów w złożach King Lear i Duva. PGNiG zapowiada, że w tym roku będzie kontynuowało wydobycie ze złóż Skarv, Morvin, Vilje, Vale i Gina Krog oraz prace nad zagospodarowaniem złóż Skogul, Ærfugl i Duva. Ponadto trwają przygotowania do zagospodarowania złóż Tommeliten Alpha i King Lear. Co więcej, koncern zapowiada kolejne akwizycje.
PGNiG coraz aktywniejszy jest też w innych krajach. – Po wielu latach zastoju prace w Pakistanie zaczynają nam przynosić efekty finansowe. Będziemy chcieli tu umacniać pozycję – uważa Kwieciński. Tegoroczna prognoza mówi o pozyskaniu w tym kraju 0,4 mld m sześc. błękitnego paliwa, a w przyszłym 0,5 mld m sześc. W 2019 r. produkcja była znacznie mniejsza, gdyż wynosiła 0,19 mld m sześc. Na ten rok w Pakistanie zaplanowano m.in. ukończenie wiercenia, testy i podłączenie do produkcji otworu eksploatacyjnego Rizq-3 i wykonanie otworu eksploatacyjnego Rehman-7. Równolegle będą prowadzone prace związane z rozbudową mocy instalacji wydobywczych i podłączaniem kolejnych otworów do eksploatacji.
