Firmy stawiają na uruchamianie wydobycia z już posiadanych złóż

W tym roku zagraniczne wydobycie ropy i gazu w PGNiG i Lotosie spadnie. Lepiej będzie w kolejnych latach. W Orlenie produkcja na razie pozostanie bez zmian, a w Serinusie mocno wzrośnie.

Spośród polskich spółek największą aktywność na zagranicznych rynkach w segmencie poszukiwań i wydobycia ropy i gazu niewątpliwie wykazuje grupa PGNiG. Szczególnie aktywna jest Norwegii, gdzie jej podstawowym celem jest zwiększenie własnego wydobycia błękitnego paliwa do 2,5 mld m sześc. Dla porównania w ostatnich latach było ono na poziomie przekraczającym 0,5 mld m sześc. rocznie. Co więcej, w tym i przyszłym roku firma spodziewa się jego niewielkiego spadku za sprawą naturalnego sczerpywania zasobów z istniejących złóż. Potem ma być już jednak znacznie lepiej. PGNiG zapewnia, że w tym roku do produkcji wejdą norweskie aktywa zakupione przez koncern w latach 2017–2019.

– Obecnie na etapie zagospodarowania są złoża Aerfugl oraz Skogul. Aerfugl znajduje się na Morzu Norweskim w obrębie koncesji PL212 i PL262, tworzących tzw. Skarv Business Unit, gdzie PGNiG ma 11,9 proc. udziałów – podaje biuro prasowe PGNiG. Z kolei złoże Skogul leży na Morzu Północnym w obrębie koncesji PL460. PGNiG ma w nim 35 proc. udziałów. Uruchomienie produkcji ze Skogul planowane jest na początek 2020 r., a z Aerfugl w II połowie 2020 r. Ponadto w fazie inwestowania w uruchomienie produkcji znajduje się złoże Duva na Morzu Północnym w obrębie koncesji PL636, w której PGNiG nabyło niedawno 20 proc. udziałów. Transakcja czeka obecnie na zgodę norweskich władz. Rozpoczęcie produkcji węglowodorów z Duvy spodziewane jest na przełomie 2020 i 2021 r. Na tym nie koniec, gdyż PGNiG przewiduje akwizycje kolejnych złóż gazowych.

Koncern zwiększa wydobycie błękitnego paliwa w Pakistanie. – Eksploatacja prowadzona jest obecnie z dwóch złóż – Rehman i Rizq – na podstawie odrębnych koncesji wydobywczych. Obecnie na złożu Rehman działa pięć odwiertów eksploatacyjnych, a na złożu Rizq dwa – twierdzi PGNiG. Surowiec z nich kierowany jest do kopalni na koncesji Rehman. Jest to pierwsza kopalnia PGNiG poza granicami Polski, ponieważ wydobycie w Norwegii prowadzone jest z morskich platform. Dzięki podłączeniu nowych odwiertów od 2020 r. wydobycie w Pakistanie ma systematycznie rosnąć.

Kilka miesięcy temu PGNiG wygrało przetarg na koncesję na poszukiwania, rozpoznawanie i wydobywanie węglowodorów w emiracie Ras Al Khaimah w Zjednoczonych Emiratach Arabskich. W tym roku planuje tam rozpocząć prace sejsmiczne.

Faza zagospodarowywania

Spośród trzech rynków, na których Lotos prowadzi wydobycie, zdecydowanie największy jego poziom odnotowuje w Norwegii. W I półroczu sięgało ono 14 tys. boe (baryłki ekwiwalentu ropy) dziennie. W ujęciu rok do roku spadło o 14 proc. – Spadek spowodowany jest naturalnym procesem zmniejszania się wydobycia ze złóż obszaru Sleipner i Heimdal znajdujących się w dojrzałej fazie eksploatacji. W przypadku braku udostępnienia nowych rezerw do wydobycia ten trend byłby kontynuowany w roku 2019 – informuje Adam Kasprzyk, rzecznik prasowy Lotosu. Dodaje, że koncern spodziewa się jednak na początku IV kwartału uruchomienia wydobycia ze złoża Utgard, które znajduje się w końcowej fazie zagospodarowania. Jeśli faktycznie tak się stanie, tegoroczna produkcja może wrócić do poziomu z ubiegłego roku. – W kolejnych latach, dzięki tej inwestycji oraz zagospodarowaniu złoża Yme (uruchomienie wydobycia w I połowie 2020 r.), spodziewany jest dalszy wzrost wydobycia – mówi Kasprzyk. Ponadto w perspektywie 2022 r. planowane jest rozpoczęcie eksploatacji złóż Trell i Trine, a po 2023 r. również dużego kompleksu złóż na tzw. obszarze Noaka.

PGNiG, w przeciwieństwie do pozostałych polskich spółek zajmujących się wydobyciem ropy i gazu, jest ostatnio dość aktywny na rynku zakupów. W tym roku firma informowała o nabyciu udziałów w norweskich złożach Duva i King Lear, a w ubiegłym w Tommeliten Alpha. Kolejne transakcje są kwestią czasu, bo spółka chce w dużej części zapełnić własnym surowcem gazociąg Baltic Pipe, który połączy norweskie złoża z sieciami Danii i Polski. TRF

GG Parkiet

W tym roku Lotos, wraz z partnerami, zaplanował na swoich koncesjach realizację trzech odwiertów poszukiwawczych. Dwa zostały już wykonane. Efektem jednego z nich, na koncesji, której operatorem jest firma Aker BP, było odkrycie złoża Liatarnet o wielkości szacowanej wstępnie między 80–200 mln boe. To przekłada się na udział Lotosu na poziomie 8–19 mln boe.

Od kilku lat wydobycie realizowane przez Lotos we wszystkich krajach systematycznie spada. Podobnie jest w tym roku. To rezultat opóźniających się inwestycji związanych z zagospodarowywaniem złóż i braku akwizycji mimo wielu zapowiedzi o potrzebie ich przeprowadzenia. Odwrócenie spadkowego trendu w Norwegii zapewne nastąpi w przyszłym roku. Na Litwie celem jest zaś raczej wyhamowanie zniżek produkcji. TRF

GG Parkiet

Spośród trzech rynków, na których jest obecny Lotos, zdecydowanie najmniej węglowodorów wydobywa na Litwie. W I półroczu tamtejsza produkcja wynosiła już zaledwie 0,7 tys. boe dziennie. – W 2019 roku i w kolejnych latach przewiduje się wiercenie jednego–dwóch dodatkowych otworów produkcyjnych intensyfikujących poziom wydobycia, co ma na celu zatrzymanie lub znaczące zmniejszenie tempa naturalnego spadku wydobycia z istniejących otworów – twierdzi Kasprzyk. Nie wyklucza też, że Lotos pojawi się na nowych rynkach i koncesjach. Koncern monitoruje zwłaszcza możliwości akwizycji aktywów naftowych na Morzu Północnym. W najbliższym czasie nie przewiduje jednak zawarcia transakcji lub podpisania jakiejkolwiek umowy w tym zakresie.

Ostrożna kontynuacja

W ostatnich latach PKN Orlen powoli, ale systematycznie, zwiększał wydobycie ropy i gazu w Kanadzie. Ten rok może być pierwszym od chwili wejścia koncernu do tego kraju, gdy nie zanotuje on poprawy produkcji. To efekt ostrożnego podejścia do inwestycji w poszukiwania i wydobycie, w tym braku kolejnych akwizycji. Na razie nie widać też specjalnego zainteresowania firmy wejściem na nowe rynki. TRF

GG Parkiet

Jedynym rynkiem zagranicznym, na którym poszukiwania oraz wydobycie ropy i gazu prowadzi grupa PKN Orlen, jest Kanada. W tym roku koncern średnią produkcję w tym kraju prognozuje na poziomie zbliżonym do 2018 r., czyli około 17 tys. boe dziennie. – Największy wpływ na poziom wydobycia ma sytuacja makroekonomiczna (zwłaszcza ceny węglowodorów), która bezpośrednio wpływa na możliwość finansowania prac inwestycyjnych z uzyskanych przepływów operacyjnych – mówi Joanna Zakrzewska, rzecznik prasowy PKN Orlen. Informuje, że w tym roku grupa wraz z partnerami planuje wykonać w Kanadzie 19 odwiertów. Obecnie trwają prace nad przygotowaniem szczegółowego planu operacyjnego na kolejny rok. Działalność PKN Orlen koncentruje się przede wszystkich na kluczowych dla grupy obszarach określanych jako Kakwa i Ferrier. W tym rejonie płocka firma na bieżąco analizuje też możliwości pozyskania kolejnych praw do poszukiwań i wydobycia.

W II kwartale wydobycie węglowodorów realizowane przez Serinus Energy w Tunezji i Rumunii sięgnęło łącznie 1,04 tys. boe dziennie, podczas gdy rok wcześniej wynosiło zaledwie 345 boe dziennie. W lipcu produkcja przekroczyła już jednak 2,1 tys. boe na dobę. Co równie ważne, jednostkowe koszty wydobycia w I półroczu były o 20 proc. niższe niż rok wcześniej, a jednostkowe koszty ogólnego zarządu spadły o 40 proc. TRF

GG Parkiet

– Strategia PKN Orlen dla całego segmentu upstream to tzw. scenariusz ostrożnej kontynuacji – zakłada on koncentrację prac na najbardziej rentownych i perspektywicznych projektach na dobrze rozpoznanych obszarach. Koncern analizuje także potencjalne możliwości inwestycyjne na innych zagranicznych rynkach, jednak w obecnej chwili nie jest w trakcie finalizowania żadnej transakcji tego typu – twierdzi Zakrzewska.

Perspektywiczna Rumunia

Serinus Energy wydobycie węglowodorów prowadzi od dłuższego czasu w Tunezji i od niedawna w Rumunii. W pierwszym z tych krajów działalność grupy nabiera tempa po długim okresie stagnacji z powodu trudnych warunków społecznych. – Nasz lokalny zespół rozpoczął ponowne otwarcie pola Chouech Es Saida w południowej Tunezji w marcu 2019 r. W następstwie tych prac 30 czerwca cztery odwierty w Chouech Es Saida wznowiły produkcję – mówi Jeff Auld, prezes Serinus Energy.

Informuje, że w I połowie roku wolumen produkcji w Tunezji osiągnął poziom 308 boe dziennie i był niższy niż w tym samym czasie 2018 r., gdy dziennie sięgał 363 boe. Powodem tego jest proces redukcji produkcji z przyczyn naturalnych, przede wszystkim z odwiertów Win-13 i Win-12 na polu Sabria. Jednak w tym kontekście trzeba pamiętać, że w I połowie roku produkcja w Tunezji odbywała się wyłącznie na tym obszarze. – Natomiast jeszcze w II kwartale ubiegłego roku w odwiercie Win-12bis przeprowadziliśmy operację typu slickline w celu zbadania stanu tego odwiertu. W przyszłości możemy w jego obrębie przeprowadzić interwencję, której celem będzie poprawa wydajności Win-12bis – twierdzi Auld. Firma bada również możliwość zastosowania mechanicznej eksploatacji na tym polu. Trwają już prace studialne zmierzające do zwiększenia produkcji. W tym roku Serinus Energy planuje ponownie uruchomić stary odwiert, który został mechanicznie uszkodzony wiele lat temu podczas końcowej fazy wiercenia.

Zdecydowanie mocniej rozwijana jest działalność w Rumunii, gdzie komercyjne wydobycie gazu rozpoczęto zaledwie cztery miesiące temu po uruchomieniu zakładu przetwarzania gazu na polu Moftinu. Spółka informuje, że już w lipcu produkcja w tym kraju wynosiła 1745 boe dziennie. Dla porównania średnie wydobycie w I półroczu sięgało tam 372 boe. Co ważne, zwiększało to znacznie zdolność firmy do generowania dodatnich przepływów pieniężnych.

– W I połowie 2019 roku zainwestowaliśmy w Rumunii 1,4 mln USD. Środki te zostały wydane przede wszystkim na ukończenie budowy zakładu przetwarzania gazu, rozpoczęcie badań sejsmicznych 3D i kapitalizację kosztów biurowych w Bukareszcie poniesionych do momentu rozpoczęcia produkcji – informuje Auld. Dodaje, że jeszcze pod koniec ubiegłego roku firma rozpoczęła finalizację formalności dotyczących planowanego badania sejsmicznego 3D. Ma być ono przeprowadzone w perspektywicznej części koncesji Satu Mare na przełomie III i IV kwartału. Tym samym Serinus Energy wypełni w całości zobowiązania koncesyjne związane z trzecią fazą poszukiwawczą na tym obszarze.