Spółki coraz częściej współpracują przy poszukiwaniach ropy i gazu

PGNiG, PKN Orlen i Grupa Lotos podpisały do tej pory kilka umów o wspólnych operacjach. W ocenie analityków powinno być ich jednak więcej, zwłaszcza przy łupkowych projektach.

Wspólne poszukiwania ropy naftowej i gazu ziemnego w wielu krajach są standardem. Tak jest chociażby w Norwegii, gdzie co do zasady udziały w danej koncesji przyznaje się kilku firmom. Mniejszościowe pakiety w koncesjach mają w tym kraju m.in. firmy z grup kapitałowych Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa oraz Grupy Lotos. Prowadzenie wspólnych projektów poszukiwawczych i wydobywczych coraz większą popularność zyskuje również w Polsce.

Na terenie naszego kraju najwięcej podpisanych umów o wspólnych operacjach ma PGNiG. Wydaje się to naturalne, zważywszy że do koncernu należą obecnie 74 koncesje na poszukiwania ropy i gazu ze 131 ogółem wydanych przez resort środowiska. Jeszcze więcej koncesji spółka ma w zakresie wydobycia, bo 227 na 234 dotychczas wydanych. Co dają umowy o wspólnych operacjach? – Prowadzenie prac z partnerami daje możliwość wymiany doświadczeń oraz pozwala na intensyfikowanie działań prowadzonych prac. Obecnie najbardziej zaawansowani z pracami jesteśmy z firmą FX Energy, z którą przystępujemy do zagospodarowania złoża Karmin – mówi Dorota Gajewska, rzecznik prasowy PGNiG. Dodaje, że głównym celem prowadzonych przez koncern prac w Polsce jest utrzymanie krajowego wydobycia ropy i gazu na obecnym poziomie wynoszącym około 33 mln boe rocznie.

Z raportu rocznego za ubiegły rok wynika, że grupa PGNiG na polskich koncesjach współpracowała lub nadal współpracuje z kilkoma podmiotami. Wymieniono: PKN Orlen, Grupę Lotos, Chevron Polska Energy Resources, San Leon Energy, Calenergy Resources Poland, Eurogas Polska i Energię Bieszczady.

Nie zawsze jednak tego typu umowy przynoszą wymierne korzyści. Przykładem może być zwłaszcza porozumienie zawarte pomiędzy PGNiG a KGHM, PGE, Tauronem i Eneą w sprawie poszukiwań i wydobycia gazu ze skał łupkowych na 160 km kw. pomorskiej koncesji Wejherowo. Zawarto je w połowie 2012 r. Wstępnie ustalono wówczas, że konsorcjum będzie dążyć do uruchomienia trzech kopalni w pobliżu miejscowości Kochanowo, Częstkowo i Tępcz. Budowa miała kosztować około 1,72 mld zł i trwać do 2016 r. Półtora roku później umowa wygasła. Nie podano wówczas, dlaczego wspólne poszukiwania nie będą kontynuowane. Są jednak i pozytywne przykłady oraz kolejne umowy dotyczące współpracy.

Bieszczady i Wielkopolska

Kilka dni temu PGNiG oraz Orlen Upstream, spółka zależna PKN Orlen, podpisały umowę o wspólnych operacjach na ośmiu koncesjach zlokalizowanych w Bieszczadach. Dzięki niej strony przeprowadzą razem prace poszukiwawcze, których celem jest rozpoznanie oraz wydobycie ropy i gazu ze złóż konwencjonalnych w obrębie województwa podkarpackiego. – Trwają obecnie prace planistyczne i uszczegóławiające program prac na 2015 r. i kolejne lata – informuje biuro prasowe PKN Orlen. Jego przedstawiciele uszczegóławiają, że chodzi m.in. o badania sejsmiczne, odwierty oraz tzw. zabiegi intensyfikacyjne.

Orlen Upstream obejmie 49 proc. udziałów w bieszczadzkich koncesjach należących dziś w całości do PGNiG. Obejmują one obszar o łącznej powierzchni ponad 3,5 tys. km kw. Każda z koncesji została wydana na okres od 2,5 do 5 lat.

PGNiG zwraca uwagę, że obszar Podkarpacia to historycznie jeden z najbardziej perspektywicznych obszarów pod względem występowania złóż ropy i gazu. W latach 2008–2014 spółka wykonała w Bieszczadach prace sejsmiczne i geofizyczne oraz jeden odwiert poszukiwawczy o nazwie Niebieszczany-1. Z kolei PKN Orlen w ubiegłym roku wystąpił do Ministerstwa Środowiska z wnioskami o nowe koncesje w rejonie Bieszczadów. Jeśli je otrzyma, rozszerzy planowany obszar poszukiwań. Dzięki współpracy z PGNiG zyska również możliwość szerszej oceny złóż ropy i gazu w rejonie Podkarpacia.

Zdecydowanie bardziej zaawansowana współpraca pomiędzy oboma polskimi koncernami ma miejsce w ramach projektu Sieraków zlokalizowanego w zachodniej Wielkopolsce. Jest on realizowany na podstawie umowy o wspólnych operacjach z 22 czerwca 2009 r. Identycznie jak w Bieszczadach udziały w tym projekcie zostały podzielone w proporcji 51 proc. dla PGNiG oraz 49 proc. dla Orlen Upstream. W jego ramach trwa zagospodarowanie złoża ropy odkrytego odwiertem o nazwie Sieraków-1 wykonanym przez PGNiG jeszcze w 2004 r.

– Wykonano dokumentację geologiczno-inwestycyjną złoża, która aktualnie czeka na rozpatrzenie przez Komisję Zasobów Kopalin przy Ministerstwie Środowiska. Planuje się, że wydobycie ropy naftowej złoża Sieraków, będącego aktualnie w fazie zagospodarowania, może ruszyć na przełomie lat 2017 i 2018 – mówi Gajewska. Dodaje, że zatwierdzony szacunkowy koszt inwestycji wynosi około 65 mln zł. Udokumentowane tzw. zasoby geologiczne złoża ropy Sieraków przekraczają 1,4 mln ton. Z tego zasoby nadające się do wydobycia wynoszą to 158 tys. ton.

Z kolei PKN Orlen informuje, że dotychczas strony wspólnie w ramach projektu Sieraków wykonały dwa obwierty poszukiwawczo-rozpoznawcze oraz jeden zabieg szczelinowania hydraulicznego w odcinku pionowym odwiertu. – Obecnie trwają prace geologiczne w celu wytypowania kolejnych lokalizacji odwiertów rozpoznawczych oraz przygotowania do kolejnego zabiegu szczelinowania hydraulicznego – twierdzi biuro prasowe PKN Orlen.

Pomorze, Warmia i Bałtyk

Od kilku lat PGNiG przy poszukiwaniach złóż ropy i gazu współpracuje również z Grupą Lotos. Strony razem operują na lądowych koncesjach Górowo Iławieckie (woj. warmińsko-mazurskie przy granicy z obwodem kaliningradzkim) oraz Kamień Pomorski (woj. zachodniopomorskie). Marcin Zachowicz, rzecznik Grupy Lotos, podaje, że w obu lokalizacjach prowadzone prace są w fazie poszukiwawczo-rozpoznawczej.

Na koncesji Górowo Iławieckie wykonano dotychczas badania sejsmiczne. Przetworzono również bieżące i archiwalne dane. – Obecnie trwa interpretacja danych sejsmicznych. Na ich podstawie w tym roku zostanie podjęta decyzja dotycząca ewentualnych kolejnych etapów prac na tej koncesji – twierdzi Zachowicz. Z kolei na koncesji Kamień Pomorski dokonano analizy archiwalnych danych sejsmicznych oraz wykonano nowe na powierzchni ponad 100 km kw. – Wyniki badań są w trakcie analiz. Na ich podstawie zostanie podjęta decyzja o wierceniu otworu poszukiwawczego, co może nastąpić nie wcześniej niż w 2016 r. – podaje Zachowicz.

Dodaje, że dotychczas na oba projekty wydano kilkanaście milionów złotych. Dziś dla Grupy Lotos o wiele większym przedsięwzięciem realizowanym wspólnie z firmą CalEnergy Resources Poland jest zagospodarowanie gazonośnych złóż B4 i B6 zlokalizowanych w polskiej strefie Morza Bałtyckiego. Ich zasoby szacuje się na 4 mld m sześc. błękitnego paliwa. Projekt zagospodarowania realizuje spółka celowa Baltic Gas. Lotos Petrobaltic wniósł do niej koncesje wydobywcze oraz informacje uzyskane w czasie poszukiwania i rozpoznania złóż.

Z kolei CalEnergy Resources ma wnieść wkład w postaci realizacji projektów technicznych, których efektem będzie zbudowanie infrastruktury wydobywczej, zapewniającej komercyjne wydobycie i sprzedaż gazu. – Zgodnie z planem efektem ww. współpracy ma być rozpoczęcie komercyjnego wydobycia w 2018 r. – mówi Zachowicz. Lotos Petrobaltic będzie miał 51-proc. udział w wydobyciu. Prace przy B4 i B6 są obecnie na etapie szczegółowego projektowania, którego głównym celem jest wypracowanie precyzyjnych danych, niezbędnych do rozpoczęcia fazy budowlano-konstrukcyjnej. Szacowana wartość nakładów inwestycyjnych po stronie Lotosu ma wynieść w projekcie około 800 mln zł. Z ubiegłorocznej emisji akcji na ten cel będzie przeznaczonych 350–470 mln zł.

[email protected]

Tomasz Kasowicz, analityk, DM BZ WBK

Złotą zasadą przy prowadzeniu działalności poszukiwawczo-wydobywczej jest dywersyfikacja portfela posiadanych aktywów. Jest ona wskazana, gdyż charakterystyka tego biznesu polega na tym, że najpierw trzeba dużo zainwestować, natomiast pierwsze zyski z produkcji ropy i gazu pojawiają się po jakimś czasie i nie ma 100 proc. pewności, czy osiągnięty zwrot będzie na założonym poziomie, gdyż rynki ropy i gazu były, są i będą zmienne. Polskie spółki nie mają zbyt dużego doświadczenia we wspólnym prowadzeniu działań poszukiwawczo-wydobywczych. To w dużej mierze efekt tego, że przez lata na naszym rynku działały wyłącznie spółki państwowe, a politycy traktowali koncesje jak dobra narodowe, którymi nie można się dzielić. Efektem takich działań jest m.in. odpis w wysokości ponad 0,4 mld zł dokonany przez PKN Orlen na utratę wartości aktywów związanych z łupkowymi poszukiwaniami na koncesjach w pobliżu Lublina. Gdyby koncern podjął współpracę i podzielił się ryzykiem, wówczas mógłby ponieść dużo mniejsze straty. Firmy powoli uczą się jednak współpracować.

Wojciech Kozłowski, analityk, Ipopema Securities

Brak współpracy przy poszukiwaniach i wydobyciu ropy i gazu pomiędzy polskimi firmami widoczny jest zwłaszcza w Norwegii. Rzeczą dla mnie niezrozumiałą jest to, że Lotos i PGNiG, mając jednego właściciela, nie są się w stanie porozumieć i dokonać wymiany posiadanych w tym kraju aktywów. Lotos ma tam aktywa podatkowe związane z zainwestowanymi pieniędzmi w złoże Yme. Może je szybko odzyskać, ale musi realizować odpowiednio duże wydobycie. Aby osiągnąć ten cel, chce kupić złoże produkcyjne, które siłą rzeczy musi stosunkowo dużo kosztować. Tymczasem PGNiG wydobywa już w Norwegii dość dużo ropy i gazu. Gdyby Lotos sprzedał mu swoje aktywa podatkowe, obie strony mogłyby odnieść korzyści. W Polsce współpraca pomiędzy spółkami z udziałem Skarbu Państwa jest szczególnie wskazana przy łupkowych poszukiwaniach, gdzie mamy do czynienia z wyjątkowo dużym ryzykiem poniesienia fiaska. Przy złożach konwencjonalnych nie ma już tak dużej potrzeby dzielenia się ryzykiem, zwłaszcza w przypadku PGNiG, które tego typu złoża ma dobrze rozpoznane.