Upstream: Realia

Jeszcze dwa lata temu sprawa wydawała się prosta: im większy udział upstreamu w portfelu aktywów, tym wyższe zyski. Przy cenie baryłki ropy przekraczającej 100 dol. nawet koszt produkcji rzędu 50-60 dol. zapewniał sowite profity. Nijak miały się do nich zyski firm, które opierały swą działalność na segmencie downstream; takich jak PKN Orlen czy Grupa Lotos, które z mozołem walczyły o każdego dolara marży rafineryjnej.

W roku 2014 przeciętna marża Orlenu wynosiła 3,5 dol. na baryłce. Nic więc dziwnego, że polskim koncernom bardzo zależało na uszczknięciu czegoś z upstreamowego tortu. I to nawet mimo tego, że koszt zakupu aktywów wydobywczych miał wtedy prawo przyprawić ich akcjonariuszy o zawrót głowy.

Gwałtowne załamanie cen ropy, które nastąpiło w połowie 2014 roku, sprawiło, że firmy naftowe obudziły się w nowej rzeczywistości: działalność wydobywcza poczęła przynosić olbrzymie straty, a marże rafineryjne wystrzeliły na rekordowe poziomy. Globalni giganci zaczęli opóźniać realizację, a nawet wręcz rezygnować z lukratywnych jeszcze niedawno projektów. Natomiast rafinerie, którym wcześniej groziło zamknięcie, pracowały pełną parą...

BP poniósł w roku 2015 blisko 6,5 mld dol. straty netto. Był to najgorszy wynik spółki od ponad 20 lat. Od 1994 roku tylko raz zanotowała ona stratę netto: w 2010, gdy ujemny wynik przekroczył 3,7 mld dol. Później był rekordowy rok 2011 - BP zarobił 25,7 mld dol. oraz niemal równie dobry 2013, który przyniósł prawie 23,5 mld dol. Jednak już rok później zysk dramatycznie stopniał do niecałych 3,8 mld dol., by wreszcie w zeszłym roku zamienić się w stratę...

U pozostałych było podobnie. Amerykańska firma ConocoPhillips odnotowała w roku 2015 ponad 4,4 mld dol. straty netto - wobec 6,9 mld dol. zysku wypracowanych rok wcześniej. Zyski spółki ExxonMobil spadły o połowę - z 32,5 do 16,2 mld dol., Chevronu o ponad trzy czwarte - z 19,2 do 4,6 mld dol., Shella o 87 proc. - z 14,9 do 1,9 mld dol.

Chevron stracił na działalności wydobywczej niemal 2 mld dol.; choć w 2014 zarobił na niej prawie 17 mld dol. Natomiast w segmencie downstream zysk spółki wzrósł blisko dwukrotnie - z 4,3 do 7,6 mld dol. W naszym regionie Austriacy z OMV muszą myśleć nad tym, jak pokryć stratę sięgającą 1,3 mld euro; w roku 2014 zarobili na czysto 527 mln...

Tymczasem PKN Orlen zanotował w 2015 r. rekordowy wynik EBITDA LIFO - 8,7 mld zł, o dwie trzecie więcej niż rok wcześniej. Zarobek netto wyniósł 3,2 mld zł. Rok wcześniej było to 5,8 mld zł straty.

Grupa Lotos publikuje swoje wyniki finansowe później, ale już teraz wiadomo, że są one co najmniej równie przyzwoite.

Może zatem polskie firmy naftowe wcale nie powinny spieszyć się z poszerzaniem portfolio aktywów wydobywczych?

Koniec 2015 r. był pod tym względem dla obu naszych flagowych koncernów wyjątkowo owocny. Orlen przejął dwie zagraniczne spółki: trzecią już firmę w Kanadzie - Kicking Horse Energy oraz amerykańską FX Energy prowadzącą działalność na rynku polskim.

Lotos nabył pakiet aktywów produkcyjnych w obszarze Sleipner na norweskim szelfie kontynentalnym: 15 proc. udziałów w złożach Sleipner Ost, Sleipner Vest, Gungne oraz Loke, a także dodatkowo 28 proc. udziałów w złożu Alfa Sentral, które pozostaje w fazie przygotowawczej z przewidywanym terminem rozpoczęcia eksploatacji w roku 2020.

W ciągu pierwszych dwóch miesięcy tego roku cena ropy naftowej nadal spadała. A razem z nią wartość spółek - razem z ich aktywami produkcyjnymi. Zapowiedzi obu naszych potentatów naftowych dotyczące ich planów na rok 2016 są więc powściągliwe.

- Po zawarciu ostatnich dwóch transakcji w Polsce i w Kanadzie, nie przewidujemy zakupu kolejnej spółki w tym roku - przyznaje Sławomir Jędrzejczyk, wiceprezes płockiego koncernu do spraw finansowych.

W ciągu ostatnich kilku lat PKN Orlen, zawierając co roku jedną transakcję o wartości kilkuset milionów złotych, konsekwentnie realizował strategię dywersyfikowania ryzyka związanego z zakupami aktywów wydobywczych. Pozwalało to, dzięki wykorzystaniu efektu uśrednienia ceny ropy, przy której dokonywane są przejęcia, zmniejszyć ryzyko związane z wahaniami koniunktury.

Przypomnijmy, że pod koniec roku 2013 Orlen przejął kanadyjską firmę TriOil. Ropa kosztowała wtedy jeszcze ponad 100 dol. za baryłkę. Rok później, gdy płocki koncern powiększał kanadyjskie portfolio o spółkę Birchill Exploration, cena ropy znajdowała się już od kilku miesięcy w trendzie spadkowym i wynosiła około 60 dol. za baryłkę. A pod koniec roku 2015, gdy finalizowano transakcje zakupu Kicking Horse Energy oraz FX Energy, notowania cen ropy były już zbliżone do obecnego jej poziomu: poniżej 40 dol. za baryłkę.

Sławomir Jędrzejczyk podkreśla, że po przejęciu spółek FX Energy i Kicking Horse przeszacowano w górę wielkość potwierdzonych zasobów ich złóż, dzięki czemu łączne rezerwy 2P Orlenu wynoszą już blisko 100 mln boe.

- To około 15 mln ton ropy, czyli mniej więcej tyle, ile w ciągu roku przerabia tylko rafineria w Płocku - mówi.

Lotos będzie się w tym roku skupiał na dojrzałych projektach wydobywczych realizowanych na Bałtyku i Morzu Północnym.

- Ponieważ obecna bessa nie dotyka tak mocno rynku gazowego, kontynuujemy prace nad projektem B4/B6 - powiedział nam Zbigniew Paszkowicz, wiceprezes Grupy Lotos ds. poszukiwań i wydobycia.

Zapewnił jednocześnie, że Lotos na bieżąco analizuje rynek pod kątem wykorzystania ewentualnych okazji inwestycyjnych. Przy czym pod uwagę brane będą tylko te z wysokim poziomem stabilności i z niskim ryzykiem geopolitycznym.

Eksperci norweskiego banku DNB przekonują, że wizja ropy kosztującej mniej niż 20 dol. za baryłkę jest dziś właściwie nie do wyobrażenia, a ceny pozostające poniżej 25 dol. dłużej niż przez kilka tygodni doprowadziłyby do gwałtownego spadku wydobycia. To z punktu widzenia inwestora oznacza, że gorzej, niż jest, być już nie może. Nadchodzi więc czas dla tych, którzy planują swoje inwestycje w długim okresie.

Adam Czyżewski, główny ekonomista PKN Orlen, zgadza się z tą opinią jedynie co do samej zasady.

- Nikt raczej nie sprzeda firmy po obecnych cenach, wiedząc, że ceny ropy pójdą w górę - wyjaśnia.

Okoliczności są więc dobre dla kupującego, ale wyjątkowo niekorzystne dla sprzedającego.

- Dlatego bardzo trudno będzie dopiąć tego typu transakcje - uważa Adam Czyżewski.

Podobnego zdania jest Zbigniew Paszkowicz. - Projekty poszukiwawczo-wydobywcze to przedsięwzięcia wieloletnie. Wielu inwestorów próbuje przeczekać okres niskich cen ropy, a to osłabia ruch na rynku koncesji - mówi.

Adam Czyżewski wskazuje na jeszcze jedną kwestię: otóż w obecnej sytuacji mało kto szuka nowych złóż. A zatem ten kto chce powiększyć swoje portfolio, musi praktycznie zgodzić się na kupowanie kota w worku. - Im mniej się bowiem wierci, tym mniej jest na rynku aktywów obiecujących, już potwierdzonych odwiertami. Wzrasta więc ryzyko transakcji - wskazuje.

A ponieważ niska cena ropy nie zachęca do podejmowania kosztownych poszukiwań nowych złóż, sytuacja sprzyja jedynie największym i najbardziej doświadczonym graczom rynkowym.

Piotr Apanowicz

Więcej informacji w portalu "Wirtualny Nowy Przemysł"