Upstream: ofensywnie czy ostrożnie?

Realne przychody z działalności wydobywczej poza granicami kraju zaczęły płynąć do Grupy Lotos i PKN Orlen mniej więcej w tym samym czasie. Cezurą był rok 2013. Owszem, gdański koncern już wcześniej przejął udziały w firmie Petrobaltic, wydobywającej ropę spod dna Bałtyku na złożu B3. Od 2011 r. był też dominującym udziałowcem litewskiej spółki Geonafta (ropa ze złóż lądowych na Litwie), a jeszcze wcześniej nabył 20 proc. udziałów w słynnym złożu Yme na Morzu Północnym (do dzisiaj nie rozpoczęło produkcji). Ale tak naprawdę zagraniczna ekspansja firmy nabrała tempa wraz z zakupem pakietu aktywów produkcyjnych Heimdal na norweskim szelfie kontynentalnym z końcem tego właśnie roku.

Również pod koniec roku 2013 byliśmy świadkami pierwszej akwizycji PKN Orlen w Kanadzie (TriOil Resources). Przez kolejne dwa lata płocki koncern realizował strategię systematycznego powiększania wydobywczego portfolio poprzez akwizycje kolejnych spółek. W 2014 r. była to kanadyjska firma Birchill Exploration, a w 2015 r. Kicking Horse Energy z Kanady oraz FX Energy z USA.

Jak tłumaczył wówczas Sławomir Jędrzejczyk, wtedy wiceprezes Orlenu ds. finansowych (odwołano go w czerwcu br.) kupno średnio jednej spółki rocznie, przy różnych cenach ropy naftowej, pozwala zminimalizować ryzyko inwestowania "na górce".

W 2016 r. płocki potentat nie zdecydował się już na żadną akwizycję. Dało się to wytłumaczyć faktem, że rok wcześniej koncern kupił dwie spółki, zatem już z naddatkiem "wyrobił plan". Tyle że w obecnym roku również nic nie wskazuje, by Orlen palił się do zakupów w wydobywczym segmencie.

Jak przyznaje Wojciech Jasiński, prezes PKN Orlen, w dziedzinie upstreamu firma przewiduje "ostrożną kontynuację", która ma pozwolić elastycznie reagować na zmieniającą się sytuację na rynku ropy. W praktyce oznacza to spowolnienie rozwoju tego obszaru działalności.

Nowa strategia płockiego koncernu na lata 2017-21 zakłada koncentrację na dobrej jakości aktywach i najbardziej rentownych projektach.

Wśród celów finansowych i operacyjnych firmy w tym i przyszłym roku przewidziano średnioroczne nakłady inwestycyjne na wydobycie w wysokości 800 mln zł, po połowie na rynku polskim i kanadyjskim.

- To poziom bazowy, który można optymalizować w zależności od sytuacji na rynku, podobnie jak to się zdarzyło w roku 2016, kiedy to również zakładaliśmy 800 mln zł inwestycji na ten cel, a faktycznie wydaliśmy ok. 600 mln zł - zastrzegał Jędrzejczyk.

W ciągu najbliższych dwóch lat PKN Orlen zakłada dość umiarkowany organiczny wzrost produkcji na poziomie 2,4 tys. baryłek ekwiwalentu ropy dziennie (boed) - do 15,7 tys. Z tego 2,1 tys. boed ma przypadać na Kanadę, a 0,3 tys. na Polskę.

Potwierdzone rezerwy 2P (zasoby potwierdzone i prawdopodobne) koncernu mają wzrosnąć o 9,3 mln baryłek ekwiwalentu ropy (boe) - do 113 mln boe. W tym przypadku 7,1 mln boe nowych rezerw ma pochodzić z Polski, a 2,2 mln z Kanady.

- Dzisiaj nie pracujemy nad żadnym projektem akwizycyjnym. Rzeczywiście, w ostatnich latach staraliśmy się realizować zasadę jednej transakcji rocznie, ale nie oznacza to, że do takiej operacji dojdzie w 2017 roku - zaznaczył Sławomir Jędrzejczyk. - Prognozy dotyczące sytuacji na rynku ropy są skrajnie różne - od powrotu w okolice 100 dol. za baryłkę, po trudności z trwałym przekroczeniem poziomu 50 dol. Nie chcemy dokonywać kolejnego zakładu i stawiać na rozwój pewnego scenariusza przy tak zmiennej sytuacji rynkowej.

Jędrzejczyk nie zgadzał się jednak z opinią, że Orlen traktuje ostatnio segment wydobycia po macoszemu i wskazuje, że przewidziane w strategii nakłady inwestycyjne na ten obszar dają w ciągu pięciu lat kwotę 4 mld zł, co trudno uznać za "drobne"...

- Tyle że prócz kolejnych spółek wydobywczych możemy też kupować same aktywa. Na przykład powiększając już posiadane koncesje o sąsiednie obszary, co pozwoliłoby na bardziej efektywne wykorzystanie dotychczasowych zasobów, zamiast pojawiania się w zupełnie nowym miejscu - wyjaśnia.

Według niego, takie transakcje są znacznie mniej spektakularne niż jednorazowy wydatek kilkuset milionów złotych na nową spółkę (takiego rozwiązania Orlen też jednak nie wyklucza, wnikliwie obserwując rynek).

Inaczej do wydobycia podchodzi zarząd Grupy Lotos.

- Mam nadzieję, że jeszcze w tym roku, a być może w przyszłym, uda nam się dokonać kolejnej akwizycji aktywów produkcyjnych na szelfie norweskim - deklaruje Marcin Jastrzębski, prezes gdańskiego koncernu.

Jego zdaniem, jakościowa zmiana porfolio aktywów Grupy Lotos w Norwegii jest niezbędna dla uniknięcia nieuchronnego spadku produkcji w kolejnych latach - ze względu na wyczerpywanie się obecnie eksploatowanych złóż.

W skład aktywów Lotosu w Norwegii wchodzą pakiety udziałów w złożach Sleipner oraz Heimdal (w obu przypadkach w dojrzałej fazie eksploatacji), których likwidację przewidziano w perspektywie najbliższych kilku lat.

Wydobycie Lotosu ze złoża Heimdal już w 2016 r. zmniejszyło się o ponad jedną trzecią - do 4,3 tys. baryłek dziennie. W niedalekiej przyszłości podobne spadki czekają złoża wchodzące w skład pakietu Sleipner (w minionym roku blisko 16 tys. baryłek dziennie).

- Jeżeli chcemy kontynuować trend wzrostu udziału segmentu wydobywczego w przychodach i wyniku EBITDA Grupy Lotos, musimy dokonać w najbliższym czasie kolejnych akwizycji. To teraz najważniejsze zadanie w tym obszarze - nie ma wątpliwości Marcin Jastrzębski.

Firma chce wzmocnić aktywność w Norwegii, a także wejść na brytyjski szelf Morza Północnego, choć menedżer Lotosu zdaje sobie sprawę, że wkroczenie do nowego regionu to niełatwa operacja, nawet jeżeli jest on dobrze poznany geologicznie.

Nie licząc potencjalnych nowych akwizycji w Norwegii, Grupa Lotos zaangażowała się w wiele projektów, które również mają przynieść wzrost produkcji ropy i gazu. Idzie przede wszystkim o zagospodarowanie złoża B8 na Bałtyku, gdzie posadowienie centrum produkcyjnego zaplanowano na koniec 2017 r., a pełne, docelowe wydobycie - w roku 2018. Produkcja ze złoża Utgard na Morzu Północnym ma ruszyć w 2019 roku. Chodzi też o złoża gazowe B4/B6 na Bałtyku (początek wydobycia w 2020 roku), a także Yme, gdzie operator powinien w najbliższym czasie przedstawić plan zagospodarowania (pierwsza ropa mogłaby popłynąć za dwa lata). Dodatkowo w przyszłym roku może zapaść decyzja inwestycyjna o zagospodarowaniu złóż Frigg, Gamma, Delta i Langfjellet.

Łącznie wspomniane projekty miałyby powiększyć wydobycie Grupy Lotos o ponad 20 tys. baryłek ekwiwalentu ropy dziennie (wobec przeciętnie 26,65 tys. baryłek dziennie w 2016 r.).

Zarząd Lotosu rozpoczął reorganizację kapitałową segmentu poszukiwawczo-wydobywczego. Ostatecznie za tę działalność w grupie odpowiedzialny będzie nowo powołany Lotos Upstream, a nie - jak do tej pory - spółka Lotos Petrobaltic, która stanie się firmą świadczącą jedynie usługi serwisowe dla sektora naftowego, także poza granicami kraju.

Trudno dziś przesądzić, która ze strategii - odważniejsza Lotosu i mniej ofensywna Orlenu - przyniesie więcej korzyści tym firmom w perspektywie, powiedzmy, dekady. Wszystko zależy od cen ropy na rynkach światowych. A tu czekać nas może - jak udowadnia historia nie tylko ostatnich lat - niejedna niespodzianka.

Piotr Apanowicz

Więcej informacji w portalu "Wirtualny Nowy Przemysł"