Wzrost produkcji ropy i gazu na razie tylko w sferze planów

Dziś dla giełdowych firm kluczowe jest niedopuszczenie do spadku wydobycia. O istotnym wzroście będzie można mówić, gdy pojawią się akwizycje. Tych jednak nie widać.

Dla giełdowych spółek zajmujących się poszukiwaniami oraz wydobyciem ropy i gazu działalność na rynkach zagranicznych ma kluczowe znaczenie przede wszystkim dlatego, że na lokalnym rynku zasoby tych surowców są niewielkie. Ostatnio dodatkowo nabiera znaczenia ze względu na planowane w Polsce projekty infrastrukturalne mające zwiększyć stopień dywersyfikacji dostaw surowców. Chodzi m.in. o budowę gazociągu z norweskich złóż przez Danię do naszego kraju. Niedawno rozpoczęła się tzw. wiążąca procedura open season, czyli proces zbierania deklaracji od firm zainteresowanych transportem błękitnego paliwa poprzez nowy gazociąg. Jej celem jest określenie, czy istnieje wystarczające zapotrzebowanie rynkowe na budowę tego połączenia. Gazociąg ma mieć przepustowość 10 mld m sześc. rocznie.

Wojciech Jasiński, prezes PKN Orlen. Dla płockiego koncernu mocny wzrost wydobycia ropy i gazu nie jest dziś priorytetem. Spośród zagranicznych rynków spółka wykazuje zainteresowanie jedynie ewentualnymi przejęciami w Kanadzie. Przekonuje, że jest to kraj, w którym warunki do prowadzenia tego typu biznesu są bezpieczne. Co więcej, posiada tam know-how pozwalający jej na prowadzenie zyskownej działalności pomimo niskich notowań ropy.

Archiwum

PGNiG już deklaruje, że chciałoby sprowadzać z Norwegii 8–9 mld m sześc. gazu. Koncern zamierza przesyłać zarówno surowiec z własnych złóż (od 2,5 mld do 3 mld m sześc.), jak i nabywany od innych firm. Na razie wydobycie PGNiG w Norwegii jest jednak niewielkie. W ubiegłym roku wyniosło około 0,5 mld m sześc. Do chwili zamknięcia tego numeru „Parkietu" koncern nie odpowiedział na nasze pytania, dotyczące m.in. tego, gdzie i w jaki konkretnie sposób chce zwiększać zagraniczne wydobycie.

Ponad miesiąc temu spółka podawała, że w sierpniu zamierza rozpocząć pozyskiwanie ropy i gazu z norweskiego złoża Gina Krog. Konkretnych parametrów dotyczących produkcji nie podała, gdyż nie uzgodniła ich z pozostałymi partnerami. PGNiG ma w Gina Krog 8 proc. udziałów. Jego zasoby oszacowano na 18,2 mln boe (baryłki ekwiwalentu ropy). Pierwotnie początek eksploatacji zaplanowano na kwiecień. Dziś nie można wykluczyć, że i sierpniowy termin zostanie przesunięty. Obecny i poprzedni zarząd PGNiG systematycznie powtarzały, że spółka jest zainteresowana nabyciem kolejnych złóż w Norwegii i innych krajach. Efektów tych deklaracji nie ma jednak do dziś.

Marcin Jastrzębski, prezes Grupy Lotos. W gdańskim koncernie nowe, znaczące projekty wydobywcze na Morzu Północnym zapewne pojawią się najwcześniej pod koniec 2018 r. Niezależnie od tego spółka zamierza wspierać budowę gazociągu z Norwegii przez Danię do Polski. Rocznie gdańska rafineria zużywa na własne potrzeby około 0,8 mld m sześc. gazu. Niedawno prezes spółki zapewniał, że jeżeli pojawi się możliwość przesyłu tego surowca ze złóż firmy w Norwegii, to jak najbardziej chciałby skorzystać z takiej możliwości.

Archiwum

Również dla Grupy Lotos jednym z głównych celów na najbliższe lata jest odbudowa portfela aktywów wydobywczych w Norwegii. W przeciwnym razie spółka będzie odnotowywać mocny spadek produkcji na tamtejszym rynku. Obecny zarząd chce inwestować zarówno w posiadane już złoża i koncesje, jak i w całkiem nowe projekty. W tym drugim przypadku nie wyklucza zakupów pojedynczych aktywów oraz całych firm. Pod uwagę brane są też inwestycje w złoża brytyjskie. Dużych wydatków inwestycyjnych nie należy się jednak szybko spodziewać. Nowe istotne projekty zapewne pojawią się najwcześniej pod koniec przyszłego roku. Niezależnie od tego Grupa Lotos chce wspierać budowę gazociągu z Norwegii do Polski.

Kanadyjski terminal

Od kilku lat poszukiwania i wydobycie ropy i gazu prowadzi w Kanadzie Grupa PKN Orlen. Informuje, że od 2013 r. systematycznie zwiększa wolumeny pozyskiwanych surowców. Tylko w I kwartale tego roku wydobycie zza oceanem zapewniło koncernowi 70 mln zł zysku EBITDA, zaś w całym 2016 r. było to 210 mln zł.

Jeffrey Auld, prezes Serinus Energy. Zarząd spółki chce rozwijać przede wszystkim projekty poszukiwawczo-wydobywcze w Rumunii. Jeśli pojawią się odpowiednie warunki, zamierza też zwiększyć aktywność w Tunezji. Ponadto analizuje możliwości, które pozwoliłyby firmie wykorzystać posiadane doświadczenie przy nowych aktywach. W grę wchodzą jednak tylko takie przejęcia, w wyniku których Serinus Energy uzyskałby większe możliwości wypracowywania zysków niż z już posiadanych aktywów.

Archiwum

W pierwszych trzech miesiącach tego roku grupa rozpoczęła w Kanadzie wykonywanie sześciu odwiertów. W tym czasie do produkcji podłączono siedem wykonanych wcześniej otworów, przeprowadzono też dziesięć tzw. zabiegów szczelinowania hydraulicznego. – Realizowane były także prace związane z budową i włączeniem do działania infrastruktury do oczyszczania gazu zasiarczonego oraz budową rurociągów i infrastruktury przyodwiertowej. Planujemy konsekwentne zwiększanie wolumenów wydobycia i zasobów – podaje biuro prasowe PKN Orlen. W latach 2017–2018 koncern zamierza przeznaczyć na rozwój całego segmentu poszukiwawczo-wydobywczego średnio 0,8 mld zł rocznie. Ile dokładnie firma wyda, będzie zależało od otoczenia makroekonomicznego i dostępnych możliwości inwestycyjnych.

PKN Orlen nie wyklucza w Kanadzie kolejnych przejęć. Monitoruje tamtejszy rynek, gdyż jest zainteresowany pozyskiwaniem kolejnych koncesji, zwłaszcza sąsiadujących z posiadanymi już aktywami. Mniejsze transakcje polegające na odkupieniu od działających w poszczególnych regionach operatorów licencji na poszukiwanie i wydobycie złóż są stałym elementem strategii rozwoju grupy. Na innych zagranicznych rynkach na razie koncern nie planuje przejęć.

PKN Orlen posiada udziały w kanadyjskiej firmie Pieridae Energy, która przygotowuje projekt budowy terminalu eksportowego LNG o nazwie Goldboro. Udziały zostały nabyte w ramach transakcji zakupu Kicking Horse Energy. – Goldboro jest w założeniu przedsięwzięciem zintegrowanym, obejmującym cały łańcuch wartości: od wydobycia gazu poprzez dostarczenie go do terminalu, skraplanie i eksport. Założenia dla realizacji projektu pozostają niezmienne w stosunku do wcześniej komunikowanych informacji – podaje biuro prasowe PKN Orlen. Dodaje, że projekt nadal jest na bardzo wczesnym etapie realizacji, mimo uzyskania dla niego najważniejszych pozwoleń. W ocenie spółki jest to bardzo złożone i kapitałochłonne przedsięwzięcie. Decyzja o budowie terminalu LNG ma zapaść w tym roku i jest uzależniona od uzyskania finansowania dla etapu przygotowawczego. – PKN Orlen na bieżąco monitoruje postępy w realizacji projektu i nie wyklucza potencjalnej współpracy z innymi partnerami w tym przedsięwzięciu – twierdzą w spółce.

Złoża w Rumunii

W ciągu ostatnich kilku lat duże zmiany w zakresie miejsc, w których prowadzono wydobycie, wystąpiły w grupie Serinus Energy. Początkowo spółka koncertowała się na pozyskiwaniu gazu ze złóż na Ukrainie. Potem postawiła na wzrost produkcji ropy w Tunezji. – W 2017 r. skupiamy się na projekcie zagospodarowania złoża gazu Moftinu w Rumunii. Zakładamy, że infrastruktura do wydobywania gazu na polu Moftinu będzie gotowa do pracy w I kwartale 2018 r., zaś po uruchomieniu wydobycie będzie miało znaczący wpływ na stabilność finansową firmy i jej dalszy wzrost – mówi Jeffrey Auld, prezes Serinus Energy. W tym roku firma planuje wydać 7,9 mln USD na budowę infrastruktury na polu Moftinu. Przeznaczy również 1,5 mln USD na budowę dróg i placu wiertniczego w ramach zaciągniętych zobowiązań koncesyjnych w Rumunii. – Dodatkowo przeznaczyliśmy 2,8 mln USD na inwestycje, które pozwolą zwiększyć wydobycie w Tunezji. Obecnie, ze względu na sytuację polityczno-społeczną w tym kraju, nie możemy zainwestować tych środków – twierdzi Auld. Wyraża nadzieję, że sytuacja w Tunezji szybko wróci do normy, co pozwoli spółce wznowić produkcję i ruszyć z inwestycjami.

Dziś zarząd przede wszystkim myśli o jak najbardziej efektywnym wykorzystaniu posiadanych już przez spółkę aktywów. Przejęcia kolejnych wchodzą w grę tylko wówczas, gdyby okazały się one lepsze od znajdujących się dziś w jej portfelu. – Obecna niska cena ropy dotyka wszystkich firm z branży. W Tunezji nasza produkcja pozostaje opłacalna, nawet gdy cena kształtuje się na poziomie 35 USD za baryłkę – zauważa Auld. Dodaje, że utrzymywanie się cen na niskim poziomie zwolni tempo przyszłych inwestycji. W jego ocenie rozpoczęcie nowych poszukiwań złóż w Tunezji wymaga, by ceny ropy były wyższe niż obecnie. Z kolei w Rumunii firma będzie produkować i sprzedawać gaz na rynki europejskie, na których ceny gazu są znacznie wyższe niż w Ameryce.

Celem wysokie zyski

Tegorocznym celem MOL Group w segmencie poszukiwawczo-wydobywczym, podobnie jak w 2016 r., jest osiągnięcie jak najwyższego zysku EBITDA i wolnych przepływów pieniężnych, nawet w warunkach, w których cena ropy nie przekracza 50 USD za baryłkę. – Wierzymy, że będzie to możliwe dzięki naszym bardzo konkurencyjnym bezpośrednim kosztom jednostkowym (poniżej 7 USD za baryłkę). W 2017 r. nasze wydobycie ustabilizuje się na poziomie około 110 tys. baryłek dziennie, przy stałym udziale aktywów w Europie Środkowo-Wschodniej oraz tworzeniu wartości również z międzynarodowych aktywów grupy – informuje MOL Group. W tym roku koncern w poszukiwania i wydobycie zamierza zainwestować około 470 mln USD. Projekty poszukiwawcze będą realizowane głównie z wykorzystaniem istniejącej infrastruktury, na terenach położonych blisko obecnie eksploatowanych złóż, zwłaszcza w Europie Środkowo-Wschodniej (na Węgrzech i w Chorwacji), Pakistanie i Norwegii. Wzrost wydobycia planowany jest z kolei w Europie Środkowo-Wschodniej, a także w Wielkiej Brytanii oraz Rosji.

Koncern chcąc utrzymać obecny poziom wydobycia w dłuższym okresie, a także biorąc pod uwagę wyczerpywanie się złóż, planuje kolejne akwizycje. Chce się skoncentrować na krajach, w których osiąga już satysfakcjonujące wyniki oraz współpracuje z lokalnymi partnerami. Tym samym w centrum uwagi firmy pozostają Europa Środkowo-Wschodnia, Morze Północne, Bliski Wschód i Pakistan, a także Rosja i Kazachstan.