Koncerny optymalizują inwestycje w zagraniczne złoża ropy i gazu

MOL, PGNiG, Grupa Lotos, PKN Orlen i Serinus Energy koncentrują się na jak najlepszym wykorzystaniu posiadanych koncesji. Ewentualne przejęcia nastąpią tylko w razie wyjątkowych okazji.

Spośród spółek notowanych na GPW największe osiągnięcia w zakresie poszukiwań i wydobycia ropy i gazu ma ostatnio węgierski koncern MOL. W ubiegłym roku pozyskiwał 104 tys. boe (baryłki ekwiwalentu ropy) dziennie, co oznaczało wzrost produkcji o 7 proc. Tym samym w skali roku koncern wyprodukował niemal 38 mln boe. Wzrost wynikał głównie ze zwiększenia wydobycia w Wielkiej Brytanii i Chorwacji. Z kolei produkcja na Węgrzech utrzymała się na niemal niezmienionym poziomie wobec przewidywanego rocznego spadku o 5 proc.

Prognozy grupy MOL zakładają, że w tym roku nastąpi nieznaczny wzrost produkcji przy zachowaniu obecnego portfela koncesji. – W latach 2016 oraz 2017 spodziewamy się osiągnąć poziom wydobycia od 105 tys. do 110 tys. boe dziennie, a w 2018 r. najprawdopodobniej 110–115 tys. boe dziennie. Wszystkie inwestycje muszą być jednak uzasadnione ekonomicznie i uwzględniać dzisiejsze ceny ropy – informuje biuro prasowe MOL.

W tym roku MOL będzie dążył do zapewnienia samofinansowania posiadanego portfela aktywów przy cenie ropy na poziomie 35 USD, co oznacza, że koszty działalności poszukiwawczo-wydobywczej nie będą wyższe od generowanych przez ten segment przychodów. Aby osiągnąć ten cel, MOL będzie kontynuował optymalizację produkcji w regionie Europy Środkowej i Wschodniej oraz wdrażał intensywne programy rozwojowe, np. w Pakistanie czy w Rosji.

Jednocześnie w tym roku koncern obniży inwestycje w poszukiwania i wydobycie do 500–600 mln USD, czyli o 15–30 proc. w stosunku do nakładów z 2015 r. Suma ta uwzględnia 50-proc. redukcję wydatków związanych z działalnością poszukiwawczą. Ponad 40 proc. wydatków przypadnie na Węgry i Chorwację. Ponadto prognoza zakłada 80–100 mln USD oszczędności na wydatkach operacyjnych. Dzięki temu bezpośrednie koszty produkcji wyniosą 6–7 USD na baryłkę. Obecnie zasoby ropy i gazu tzw. 2P wynoszą w grupie 514 mln boe. Zarząd nie wyklucza kolejnych akwizycji, szczególnie w krajach, w których firma prowadzi już działalność. – Tego rodzaju kroki będą jednak podejmowane ostrożnie. W 2016 r. będziemy się skupiać na tym, co mamy – podaje MOL. Firma zaznacza, że nadal są znaczne rozbieżności pomiędzy oczekiwaniami kupujących i sprzedających.

Duże złoża w Norwegii

Od kilku kwartałów zagraniczne akwizycje zapowiada Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo. Również nowe kierownictwo spółki potwierdza, że jest zainteresowane przejęciem aktywów dobrej jakości, będących w fazie produkcji lub zagospodarowania z nieodległą perspektywą uruchomienia produkcji. – Jesteśmy aktywni w przetargach na norweskim szelfie kontynentalnym, gdzie posiadamy 18 koncesji. Zidentyfikowano również grupę potencjalnych celów akwizycyjnych w USA i Kanadzie – podaje departament komunikacji PGNiG. Rozważane jest także objęcie nowej koncesji w Pakistanie. Spółka na razie nie planuje wychodzenia z obecnie posiadanych koncesji zagranicznych. Zaznacza jednocześnie, że trwa analiza potencjału koncesji poszukiwawczych w Norwegii, i nie wyklucza rezygnacji z części koncesji.

W ubiegłym roku PGNiG na rynkach zagranicznych wydobyło 8,9 mln boe. – W 2016 r. szacowane jest wydobycie na poziomie 7 mln boe. Odnotowujemy spadek wydobycia ze złoża Skarv w Norwegii w wyniku naturalnego sczerpania złoża – podają przedstawiciele PGNiG. Mniejszą produkcję firma zamierza zrekompensować sobie uruchomieniem wydobycia na norweskim złożu Gina Krog. Produkcja ruszy tam jednak dopiero w 2018 r. Obecnie PGNiG kontynuuje prace nad pełnym zagospodarowaniem pakistańskich złóż Rehman i Rizq. W ubiegłym roku dokonano tam odkrycia złoża niekonwencjonalnego tight gas o zasobach 4,5 mld m sześc. Na ten rok zaplanowane jest rozpoczęcie wiercenia dwóch otworów eksploatacyjnych i włączenie do produkcji kolejnego otworu na złożu Rehman oraz uruchomienie produkcji ze złoża Rizq.

Na zagraniczne inwestycje w segmencie poszukiwawczo-wydobywczym PGNiG chce w tym roku wydać około 0,5 mld zł, z czego największa część przypada na działalność w Norwegii. Suma ta nie obejmuje ewentualnych nakładów na akwizycje. Obecne zasoby ropy i gazu 2P posiadane przez PGNiG w Pakistanie wynoszą 51 mln boe, a w Norwegii 87 mln boe.

W Norwegii aktywna jest również Grupa Lotos. Na koniec 2015 r. pozyskiwała tam około 23 tys. boe dziennie. Koncern prowadzi też wydobycie na Litwie, gdzie dzienna produkcja wynosiła 1 tys. boe i w tym roku ma być na podobnym poziomie. Spółka nie podaje, ile chce zainwestować w segmencie wydobycia w tym roku. – Szczegółowe plany w tym zakresie są częścią strategii na lata 2016-2020, która jest w fazie akceptacji. Gdy zostanie zatwierdzona przez radę nadzorczą, spółka przedstawi te plany publicznie – mówi Marcin Zachowicz, rzecznik Grupy Lotos.

Jesienią 2015 r. koncern nabył m.in. 18 proc. udziałów w norweskiej koncesji Alfa Sentral. Komercyjne wydobycie ma z niego ruszyć w 2020 r. i potrwać do 2032 r. Niezależnie od tego firma na bieżąco monitoruje rynek pod kątem ewentualnych przejęć udziałów w koncesjach poszukiwawczych i wydobywczych. – Spółka jest zainteresowana przede wszystkim lokalizacjami, które gwarantują bezpieczeństwo i stabilność realizacji inwestycji – podaje Zachowicz. Na koniec ubiegłego roku Grupa Lotos posiadała w Norwegii zasoby 2P na poziomie 19,1 mln boe, na Litwie 7,1 mln boe, a w Polsce 40,6 mln boe.

Kluczowa jest cena ropy

Pod koniec ubiegłego roku PKN Orlen przejął kontrolę nad firmami FX Energy oraz Kicking Horse Energy. Dzięki temu obecnie prowadzi działalność poszukiwawczo-wydobywczą w Polsce, Kanadzie oraz USA. – Aktywa w USA mają znaczenie marginalne w całkowitej produkcji węglowodorów w koncernie, jednak złoża te, mimo że są w fazie schyłkowej, pozostają rentowne. Strategicznym rynkiem Ameryki Północnej, na którym PKN Orlen stale umacnia pozycję, pozostaje więc Kanada – informuje biuro prasowe płockiego koncernu. Struktura planowanych wydatków w Kanadzie uwzględnia w tym roku zarówno prace poszukiwawcze, zagospodarowanie udokumentowanych złóż, jak i tzw. zabiegi intensyfikacyjne oraz rozwój infrastruktury wydobywczo-przesyłowej. To ma gwarantować osiągnięcie oczekiwanego poziomu wydobycia ropy i gazu przy jednoczesnej optymalizacji nakładów w warunkach niskich cen ropy.

Niezależnie od tego spółka systematycznie włącza do produkcji kolejne odwierty. Łączne rezerwy ropy i gazu 2P posiadane przez PKN Orlen w Kanadzie wynosiły na koniec ubiegłego roku około 89 mln boe.

– Rynek kanadyjski charakteryzuje się bardzo dobrym dostępem do wysoce rozwiniętych usług wiertniczych i serwisowych, jak również dostępem do wykwalifikowanej kadry, z doświadczeniem w zakresie wydobycia zasobów niekonwencjonalnych. Istotne są także stabilne zasady systemu podatkowego oraz przyjazne otoczenie regulacyjne – zachwala swoje inwestycje PKN Orlen. Przedstawiciele koncernu dodają, że sprzyja to utrzymywaniu rentowności realizowanych projektów nawet w warunkach niskich cen ropy. Firma na bieżąco analizuje też rynek fuzji i przejęć, ale w tym roku prawdopodobnie nie przeprowadzi żadnej akwizycji.

Działalność poszukiwawczo-wydobywczą w Tunezji i Rumunii prowadzi Serinus Energy. W 2015 r. spółka wydobyła 1,5 mln boe. – Naszym głównym celem na 2016 r. jest utrzymanie aktualnego poziomu wydobycia w Tunezji. W 2015 r. wydobywaliśmy tam średnio 1,348 tys. boe dziennie i jesteśmy przekonani, że ten wynik uda się utrzymać – mówi Jakub Korczak, wiceprezes Serinus Energy. Dodaje, że w związku z utrzymującymi się pod koniec ubiegłego roku niskimi cenami surowca spółka podjęła decyzję o zamrożeniu nowych inwestycji do czasu poprawy sytuacji, koncentrując się na bieżącej produkcji w Tunezji, która pozostaje rentowna nawet przy cenie ropy na poziomie 30 USD za baryłkę. Dalsze plany firmy będą ściśle związane z poziomem światowych cen ropy. – W przypadku ich trwałego wzrostu, a co za tym idzie wzrostu zyskowności na działalności wydobywczej, będziemy rozważać dalsze inwestycje zarówno w Tunezji, jak i w Rumunii – twierdzi Korczak.

Budżet inwestycyjny firmy na ten rok ma być elastycznie dostosowywany do zmian na rynku ropy. Spółka nie planuje żadnych przejęć, o ile nie nadarzy się wyjątkowa, niespotykana okazja, ale w obecnej sytuacji się ich nie spodziewa. Serinus Energy ma rezerwy 2P na poziomie 11,8 mln boe – całość w Tunezji.

[email protected]