Wydobycie gazu daje coraz większe zyski

Wysokie ceny błękitnego paliwa pozytywnie wpływają na kondycję Orlenu i MOL. Każdy z nich notuje sukcesy i chce się rozwijać, m.in. poprzez partnerstwa z innymi koncernami. Zdecydowanie w najgorszej sytuacji jest Serinus Energy.

Spółki notowane na warszawskiej giełdzie i zajmujące się wydobyciem gazu ziemnego powinny z tej działalności osiągać coraz wyższą rentowność. Za takim scenariuszem przemawia przede wszystkim rosnący od niemal roku kurs surowca. W lutym ubiegłego roku na holenderskim TTF-ie osiągnął on lokalne minimum na poziomie poniżej 30 euro za MWh. Dziś zbliża się do 55 euro. To dobra informacja m.in. dla grupy Orlen.

Dla płockiego koncernu ważniejsze od bieżących notowań są jednak ich średnie wartości w danym okresie. Z publikowanych przez Orlen danych makro wynika, że w styczniu na TTF-ie średnia cena gazu z dostawą na następny miesiąc wyniosła 205 zł (przeliczona z euro), a na Towarowej Giełdzie Energii indeks cenowy TGEgasDA sięgnął 225 zł. Wcześniej ta pierwsza wyższą wartość osiągnęła w październiku 2023 r., a druga w marcu 2023 r.

Orlen podaje też średnie ceny ropy Brent. W styczniu wyniosła 79,2 USD za baryłkę, podczas gdy rok wcześniej 80,3 USD. Z kolei średnia za cały ubiegły rok sięgała 80,8 USD. Co więcej w przypadku ropy średnie miesięczne notowania tego surowca są zdecydowanie bardziej stabilne niż gazu.

Foto: Parkiet

Orlen koncentruje się na wydobyciu gazu w Norwegii i Polsce

Pozytywny wpływ rosnących cen gazu powinien być widoczny w wynikach Orlenu pomimo nieznacznie spadającego w ubiegłym roku wydobycia. Z ostatnich danych wiadomo, że w III kwartale wyniosło ono 189,3 tys. boe (baryłki ekwiwalentu ropy) dziennie, podczas gdy w II kwartale 207,5 tys. boe, a w I kwartale rekordowe 218 tys. boe.

Koncern około połowy wszystkich węglowodorów wydobywa w Norwegii. Kolejnym istotnym obszarem, na którym operuje jest Polska (37 proc. łącznego wydobycia). Znacznie mniej surowców pozyskuje już kolejno w Kanadzie, Pakistanie i na Litwie. Orlen, biorąc pod uwagę obecne ceny ropy i gazu, ma korzystną strukturę ich wydobycia. Ostatnio prawie trzy czwarte z ogółem wydobywanych węglowodorów stanowiło błękitne paliwo.

Foto: Parkiet

Biorąc pod uwagę wszystkie te czynniki, analitycy (co do zasady) uważają, że w IV kwartale ubiegłego roku płocki koncern istotnie nie tylko zwiększył zyski z wydobycia, ale i było ono najbardziej dochodowym biznesem z sześciu wyodrębnionych w grupie. Końcówka ubiegłego roku pod względem zarobku prawdopodobnie była też najlepszym kwartałem od kilku lat. Stało się to możliwe również ze względu na zlikwidowaną w Polsce 1 lipca 2024 r. daniną od wydobycia gazu. Tylko w I półroczu ubiegłego roku koncern zapłacił ponad 15 mld zł tzw. podatku gazowego, który obciążył jego wyniki z działalności wydobywczej.

Już w III kwartale grupa Orlen wypracowała w biznesie wydobywczym 3,3 mld zł  EBITDA LIFO (kluczowy wskaźnik finansowy w koncernie). Nieco lepszy zanotowała wówczas jedynie z działalności obejmującej obrót gazem. Jakie mogą być kolejne lata w grupie, częściowo obrazuje przyjęta niedawno strategia do 2035 r. W odniesieniu do biznesu wydobywczego mówi m.in. o wzroście w ciągu 11 lat produkcji gazu ziemnego z 9,1 mld m sześc. do 12 mld m sześć. Taki szczytowy poziom wydobycia gazu zaplanowano również w 2030 r. Połowa pozyskiwanego ze złóż docelowego wolumenu gazu ma pochodzić z Norwegii. W strategii założono, że wzrost z obecnych 5,4 mld m sześc. do 8 mld m sześc. dokona się dzięki akwizycjom i konsolidacji już prowadzonej w tym kraju działalności.

W grupie Orlen inwestycje i zyski z wydobycia będą maleć

W Polsce Orlen założył  4 mld m sześc. rocznie wydobycia, mimo że od dawna na takim poziomie nie jest ono realizowane. W ubiegłym roku było to 3,7 mld m sześc. W tym ma być podobnie. Co więcej, ze względu na niewystarczającą liczbę nowych odkryć i zagospodarowywania już odkrytych złóż oraz wyczerpywanie się dotychczas eksploatowanych, wydobycie nad Wisłą powoli, ale systematycznie spada. Orlen nie podał, jak ten trend chce odwrócić. W strategii mówi jedynie ogólnikowo o budowie i rozwoju zrównoważonego i zintegrowanego portfela projektów lądowych i morskich oraz corocznej weryfikacji celu i perspektyw krajowego sektora wydobywczego.

Mniejszą niż w Norwegii i Polsce rolę w realizacji prognozy dotyczącej całościowego wydobycia błękitnego paliwa w grupie przypisano pozostałym rynkom. W 2024 r. pozyskano na nich około 0,8 mld m sześc. gazu. Docelowo ma to być 2 mld m sześc. rocznie. O ile jednak teraz chodzi jedynie o takie kraje jak Kanada i Pakistan, o tyle w niedalekiej przyszłości ich grono ma się powiększyć m.in. o państwa Ameryki Północnej, w tym zwłaszcza USA.

W nowej strategii Orlen podaje też, jakich zysków oczekuje w kolejnych latach. O ile jednak obecnie prezentowane dane obejmują jedynie działalność wydobywczą, o tyle te przyszłe już wydobycie razem z obrotem surowcami, w tym zwłaszcza błękitnym paliwem. Tak sklasyfikowany biznes (Orlen określił go jako upstearm and supply) ma w 2027 r. zapewnić 20–22 mld zł  EBITDA, czyli około połowy ogółem prognozowanej. W 2030 r. szacowany jest na 12–13 mld zł, a w 2035 r. na 18–19 mld zł. Tym samym jej udział w całości zarobku grupy będzie spadał tak, że za 11 lat ma stanowić około jednej trzeciej całej EBITDA grupy Orlen. Jednocześnie koncern coraz mniej chce inwestować w ten biznes. O ile w 2027 r. ma to być 12–13 mld zł, o tyle w 2035 r. już tylko 3–4 mld zł. Pieniądze będą wydatkowane głównie na optymalizację aktywów wydobywczych w Polsce i zwiększenie produkcji w Norwegii oraz na potencjalne partnerstwa w Norwegii i Ameryce Północnej.

MOL w biznesie wydobywczym stawia na partnerstwo

Wydobycie ropy i gazu powoli zwiększa grupa MOL. W III kwartale średnia dzienna produkcja wynosiła w koncernie 96,1 tys. boe. Tym samym w ujęciu rok do roku wzrosło o 10,6 proc., a kwartał do kwartału o 4,3 proc. Poprawa była przede wszystkim efektem gwałtownego wzrostu produkcji gazu w Kazachstanie i działań optymalizujących produkcję na Węgrzech. W efekcie, w związku z utrzymującym się od początku ubiegłego roku wydobyciem powyżej 93 mln boe dziennie, roczna prognoza została podniesiona do 92–94 mln boe. Z ostatnich danych można też wyczytać, że węgierski koncern w biznesie wydobywczym wypracował w III kwartale 278,5 mln USD  EBITDA. Tym samym wzrosła rok do roku o 42,6 proc.

MOL zdecydowanie najwięcej węglowodorów wydobywa na Węgrzech (około jednej trzeciej całego wydobycia w III kwartale) i w Chorwacji (jedna czwarta produkcji). Duże znaczenie odgrywają również złoża eksploatowane w Azerbejdżanie, Rosji, Iraku i Pakistanie. W strukturze wydobycia MOL nieco więcej stanowi ropa niż gaz.

Dalszy rozwój biznesu wydobywczego grupy może w dużym stopniu zależeć od współpracy z kazachskim koncernem paliwowym KazMunayGas. Pod koniec ubiegłego roku firmy podpisały umowę o współpracy w zakresie rozwoju sektorów naftowego, gazowego i petrochemicznego. To rozwinięcie wcześniejszej działalności obu podmiotów w Kazachstanie, gdzie wraz z chińską firmą Sinopec zainwestowały w złoże Rozhkovskoye.

MOL i KazMunayGas wstępnie zadeklarowały chęć dalszej współpracy w Kazachstanie w zakresie poszukiwań i wydobycia oraz zastosowania węgierskich technologii, w celu zwiększenia produkcji z dojrzałych złóż oraz sprzedaży węglowodorów w Europie. Nie wykluczają też rozpoczęcia importu kazachskiej ropy na Węgry i do innych krajów Europy. W tym kontekście warto zauważyć, że MOL ważne partnerstwa biznesowe zawarł w ubiegłym roku również z koncernami z SOCAR w Azerbejdżanie i Turkish Petroleum Corporation w Turcji.

W Serinus Energy wydobycie spada

Zdecydowanie najmniejszym podmiotem z GPW działającym w dziedzinie wydobycia ropy i gazu jest Serinus Energy. Grupa cały czas boryka się z problemem spadku produkcji. Jej średni dzienny poziom w III kwartale wyniósł już tylko 518 boe. To o 9,1 proc. mniej w ujęciu rok do roku i o 10,5 proc. mniej kwartał do kwartału. Spadki były głównie rezultatem działalności prowadzonej w Tunezji. W Rumunii pozyskiwano więcej gazu niż we wcześniejszych okresach, ale udział tego kraju w całości wydobycia grupy to zaledwie kilkanaście procent. Tak słabe wydobycie pozwoliło grupie w III kwartale wypracować zaledwie 3,3 mln USD przychodów i 0,3 mln USD EBITDA.

Ostatnio zarząd Serinusa Energy informował, że duże szanse na zwiększenie wydobycia gazu widzi w przypadku tunezyjskiej koncesji Chouech Es Saida. Co do zasady możliwość znaczącego zwiększenie wydobycia w nieodległej przyszłości ma dawać złoże Sabria. Z kolei w Rumunii konieczne jest przeprowadzenie nowych badań w ponad 40 historycznych odwiertach na terenie koncesji Satu Mare.

Notowania ropy naftowej i gazu ziemnego zmierzają w odmiennych kierunkach

W ostatnich tygodniach notowania ropy i gazu ulegały istotnym zmianom. Pierwszy z tych surowców tanieje od połowy stycznia, kiedy to osiągnął lokalny szczyt notowań na poziomie ponad 82 USD za baryłkę (ropa Brent). Obecnie inwestorzy handlują nim po około 75 USD. Jedną z przyczyn przecen niewątpliwe były działania podejmowane przez Donalda Trumpa. Wystarczy wspomnieć o jego zachętach kierowanych do producentów ropy, aby ci zwiększyli wydobycie. Chodzi zarówno o globalne i lokalne koncerny, jaki i kraje zrzeszone w OPEC. Wprawdzie jedni i drudzy nie garną się do inwestycji i zwieszania mocy wydobywczych, ale nie chcą też go ograniczać. Ponadto nie można zapominać o bliżej nieokreślonej podaży taniego surowca z Rosji i Iranu. Wprawdzie trafia on tylko do niektórych krajów, ale to już wystarcza, aby jego nabywcy nie poszukiwali innych dostawców. Kluczową sprawą decydującą o kursie ropy wydaje się jednak stosunkowo mały popyt. Wzrostowi zapotrzebowania niewątpliwie nie sprzyja stagnacja panująca w Chinach i Europie. Co więcej cła wprowadzane lub zapowiadane przez USA w odniesieniu do kolejnych krajów mogą ograniczyć międzynarodową wymianę handlową i przyczynić się do dalszego spowolnienia gospodarczego na świecie, a w konsekwencji do spadku popytu na ropę. Odmienna sytuacja panuje na rynku gazu ziemnego, zwłaszcza w Europie. Na kluczowej giełdzie, na której odbywa się handel błękitnym paliwem, czyli holenderskim TTF-ie kontrakty opiewające na dostawę w marcu przekraczają już 54 euro za MWh i tym samym są najdroższe od października 2023 r. To konsekwencja występowania kilku czynników. Po pierwsze, zimą sezonowo rośnie zapotrzebowanie na gaz, a jego dostępne ilości się kurczą. Jeszcze miesiąc temu magazyny w UE były wypełnione średnio w 68 proc., a dziś jest to 51 proc. Dla porównania w Polsce wskaźnik ten spadł z 82 proc. do 65 proc. Ponadto w UE istnieje konieczność zastąpienia wcześniejszych dostaw z Rosji przez Ukrainę zwiększonym importem LNG i utrzymania konkurencyjnych stawek wobec odbiorców azjatyckich. Z tych powodów wysokie ceny gazu na Starym Kontynencie mogą utrzymać się również wiosną, a nawet latem i to pomimo zmniejszającego się sezonowo popytu. Za takim scenariuszem przemawiają wysokie kursy kontraktów z dostawą zaplanowaną w tych okresach.