Grunt to własna ropa

Wyjątkowo niesprzyjające warunki makroekonomiczne i niski poziom marż rafineryjnych w 2013 r. dobitnie dowiodły, że europejskie firmy o rafineryjnym rodowodzie muszą sięgać po wyższe marże, dostępne w sektorze poszukiwań i wydobycia węglowodorów.

Dłuższe już, wieloletnie obserwacje wskazują, że koncentracja jedynie na przerobie ropy to droga donikąd. Według firmy Platts, od 2009 r. producenci w Europie zamknęli rafinerie o łącznych mocach przerobowych prawie 90 mln t ropy naftowej rocznie. A eksperci nadal mówią o wyraźnej nadpodaży zdolności przerobowych na Starym Kontynencie.

W samym tylko 2013 r. z europejskiego rynku zniknęły cztery rafinerie (jedna w Niemczech, trzy we Włoszech) w sumie o zdolnościach produkcyjnych 18,9 mln ton (więcej niż jest w stanie przerobić rafineria w Płocku). Jeszcze więcej rafinerii zaprzestało działalności w 2012 r. - chodzi o obiekty w Wielkiej Brytanii, Francji, Włoszech, Rumunii, Czechach i na Ukrainie (w sumie - 35,9 mln ton ropy rocznie). Największy ze zlikwidowanych w ostatnich pięciu latach był, należący do Hestya Energy, zakład w Wilhelmshaven w Niemczech (przerób: 13 mln ton surowca).

- Aby doszło do poprawy sytuacji branży rafineryjnej w Europie, według szacunków wyłączeniu powinno ulec jeszcze ok. 10 proc. europejskich mocy rafineryjnych. To około 1,5 mln baryłek dziennego przerobu (75 mln ton w skali rocznie), co odpowiada produkcji siedmiu rafinerii wielkości zakładu Lotosu w Gdańsku - powiedział Marek Sokołowski, wiceprezes Grupy Lotos ds. produkcji i rozwoju.

Jego zdaniem, analizy wskazują, że przy aktualnym poziomie marż powinno dochodzić do kolejnych zamknięć, głównie przestarzałych i mniej konkurencyjnych technologicznie i energetycznie rafinerii w Europie. Ów proces może być jednak znacząco opóźniany - m.in. z uwagi na dużą presję społeczną i coraz większe zainteresowanie rządów w zachowaniu branży rafineryjnej na swoim terytorium.

- Przykładem takiej sytuacji może być firma Total, która - po likwidacji rafinerii w Dunkierce - obiecała francuskiemu rządowi, że do 2015 r. nie zamknie żadnej innej rafinerii we Francji, mimo że sytuacja ekonomiczna de facto skłaniałaby ku takiej decyzji - wskazuje Sokołowski.

Grupa Lotos podkreśla, że po realizacji największego w historii programu inwestycyjnego 10+ w latach 2007-11 rafineria w Gdańsku należy do najbardziej efektywnych w Europie, co zresztą potwierdza niezależny raport firmy Solomon Associates. Widmo zamknięcia z pewnością jej nie grozi. Nie znaczy to jednak, że nie ma już w Gdańsku potrzeby wprowadzania następnych ulepszeń.

Inwestycją, która ma na pewien czas zamknąć proces poprawy konkurencyjności rafinerii Lotosu, jest projekt budowy instalacji opóźnionego koksowania (DCU). Ma ona bezpośrednio oddziaływać na wzrost efektywności przerobu ropy w Gdańsku - poprzez eliminację nieopłacalnego ciężkiego oleju opałowego ze struktury uzyskiwanych produktów. Dzięki tej inwestycji produkcja wysokomarżowych paliw motorowych wzrośnie do 900 tys. t rocznie. No i pojawi się nowy produkt - koks naftowy w formie brykietów (ok. 350 tys. t rocznie).

Spółka zakłada, że DCU zwiększy marżę rafineryjną o dodatkowe ponad 2 dol. na baryłce - wskutek poprawy struktury uzysków oraz efektów synergii nowej instalacji i rozbudowanej oraz zmodernizowanej rafinerii.

Flagowy zakład PKN Orlen w Płocku uważany jest za nowoczesny i efektywny na tle wielu innych europejskich rafinerii. Bardzo trudna jest natomiast sytuacja spółki Orlen Lietuva, która - z powodu konieczności zaopatrywania w ropę w 100 proc. drogą morską oraz wysokich stawek za transport swoich produktów - w obecnych warunkach makroekonomicznych stała się niekonkurencyjna.

- Rozważamy wszystkie scenariusze rozwoju sytuacji, włącznie z tymi najbardziej drastycznymi - przyznał prezes PKN Orlen, Jacek Krawiec.

W I kwartale 2014 r. rafineria w Możejkach pracowała na poziomie minimów produkcyjnych, wykorzystując 58 proc. mocy przerobowych (98 proc. rok wcześniej). Zatrudnienie zmniejszyło się już prawie o połowę - z 3 tys. do 1550 pracowników.

- Od dłuższego czasu podkreślamy, że sytuacja Orlen Lietuva jest naprawdę poważna i musimy być przygotowani na każdy scenariusz - wtórował deklaracji Krawca Sławomir Jędrzejczyk, wiceprezes Orlenu ds. finansowych. Ciągnięty za język przyznał, że teoretycznie najbardziej drastyczny scenariusz to zamknięcie rafinerii w Możejkach. - Z naciskiem na "teoretycznie" - zastrzegł.

Jacek Krawiec przypomniał, że już kilka lat temu rozpoczęto poszukiwania potencjalnego kupca dla litewskiej rafinerii, ale do tej pory Orlen nie otrzymał korzystnej oferty, w tym od podmiotów rosyjskich, które najwyraźniej nie są zainteresowane aktywami na Litwie. Według szefa Orlenu, deklaracje współpracy ze strony litewskiego rządu słychać od sześciu lat i dziś już ostatni moment, by Wilno zdecydowało się na realne działania. Część ekspertów uważa zresztą, że jedyna droga dla płockiego koncernu to próba pozbycia się litewskiego balastu.

Litewska odnoga Orlenu od kilku lat bezskutecznie zabiega o zielone światło wobec budowy rurociągu produktowego, łączącego kłajpedzki port z rafinerią (co znacznie obniżyłoby koszty transportu paliw, przewożonych obecnie koleją). Sytuację rafinerii pogorszyło jeszcze rozebranie odcinka trasy kolejowej z Możejek do łotewskiego miasta Renge: produkty z Orlen Lietuva trafiają do portów na Łotwie okrężną trasą, co dodatkowo zwiększa koszty transportu.

- Obecny zarząd Orlenu dokonywał cudów zręczności, by utrzymać pozytywną rentowność litewskiej rafinerii i kilkakrotnie próbował sprzedać tęinwestycję. Sytuacja się jednak znacznie pogorszyła, bo zamknął się jeden z głównych kanałów zbytu paliw z Możejek, czyli Stany Zjednoczone, które do niedawna kupowały produkowaną tam benzynę 92-oktanową. Po rewolucji łupkowej cały świat spodziewa się raczej zobaczyć Amerykanów w roli eksportera węglowodorów i paliw - podkreśla Janusz Wiśniewski, dziś wiceprezes Krajowej Izby Gospodarczej, w przeszłości wiceprezes Orlenu.

W jego opinii, Możejkom pozostaje eksport na Ukrainę i niepewność uzyskania zapłaty, eksport do Polski - ze szkodą dla Lotosu i Orlenu - lub eksport do blendowni paliw w Venspils czy Rotterdamie, gdzie trudno zyskać dodatnią marżę. Jaka zatem przyszłość czeka rafinerię w Możejkach?

- Postulowałem, jako jedyną szansę, sprzedaż tej rafinerii rządowi litewskiemu, który jeszcze niedawno był jej akcjonariuszem. Ale teraz wydaje się, że nie ma dla niej ratunku i groźba zamknięcia pozostaje jak najbardziej realna - mówi Wiśniewski.

Obecny zarząd PKN Orlen od początku twierdził, że inwestycja na Litwie była błędem, bo należy ona do najgorzej zlokalizowanych rafinerii w tej części kontynentu.

- Gdybyśmy wówczas te same pieniądze (włącznie z nakładami inwestycyjnymi - ponad 3 mld dol. - przyp. red.) zainwestowali w segment upstream, nawet po obecnych cenach, to dziś produkowalibyśmy 4 mln ton ropy rocznie. A gdyby te nakłady poniesione zostały po ówczesnych cenach, nasza dzisiejsza produkcja prawdopodobnie wynosiłaby ok. 10 mln ton ropy rocznie - oceniał nie tak dawno prezes Jacek Krawiec.

Te słowa najlepiej oddają coś, co znacznie wcześniej od polskich firm zrozumiały inne spółki naftowe z naszego regionu: jedyną drogą rozwoju pozostaje dla nich koncentracja na poszukiwaniach i wydobyciu węglowodorów.

Na początku obecnego stulecia takie firmy, jak węgierski MOL czy austriacki OMV dysponowały porównywalnym potencjałem do PKN Orlen, a ich kapitalizacja rynkowa była nawet niższa. Tymczasem w I kwartale 2014 r. OMV wydobywał 311 tys. baryłek ekwiwalentu ropy naftowej dziennie (odpowiednik ponad 15,5 mln t rocznie) - o 3 proc. więcej niż rok wcześniej. MOL zaś w tym samym okresie produkował 99,2 tys. boe/d (prawie 5 mln t w skali roku), przy wzroście o 2,4 proc.

Z polskich firm z tymi wynikami w pewnym stopniu równać się może jedynie Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo (PGNiG), które w 2013 r. osiągnęło rekordowe wydobycie 96,2 tys. boe dziennie (4,81 mln ton na rok). PGNiG w poprzednim roku więcej niż podwoiło wydobycie ropy naftowej (z 0,5 do 1,1 mln ton). Ale nadal niemal 80 proc. łącznego wydobycia firmy pozostaje zasługą tradycyjnie wysokiego krajowego wydobycia gazu ziemnego.

W roku 2014 PGNiG po raz pierwszy w historii zamierza przekroczyć barierę 100 tys. baryłek ekwiwalentu ropy dziennie. Plany przewidują produkcję 29,1 mln baryłek ekwiwalentnych gazu ziemnego oraz 8,7 mln baryłek ropy (odpowiednio: 3,99 mln ton i 1,19 mln ton ekwiwalentu ropy). W sumie: 5,18 mln ton surowca przekłada się na 103,6 tys. baryłek dziennej produkcji.

Jak zapewnia PGNiG, dalszy wzrost wydobycia pozostaje podstawowym celem firmy.

"Postaramy się intensyfikować wydobycie z własnych złóż oraz przyspieszyć proces zagospodarowania złóż już rozpoznanych. Chcemy utrzymać produkcję krajową oraz powiększać zagraniczną - wydobycie w Norwegii oraz innych projektów międzynarodowych, w tym łupkowych" - takie jest strategiczne, rozwojowe podejście do przyszłości w gazowej spółce. W 2014 r. nakłady inwestycyjne grupy na poszukiwania i wydobycie surowców w kraju i za granicą wyniosą 1,9 mld zł, z czego około 700 mln zł zasili inwestycje w rozbudowę i modernizację kopalń, czyli głównie wiercenia eksploatacyjne.

Na zupełnie innym etapie rozwoju znajdują się pozostałe polskie firmy, które uplasowały się już na rynku poszukiwań i wydobycia węglowodorów. W 2013 r. własna produkcja Grupy Lotos, PKN Orlen i Serinus Energy (do niedawna Kulczyk Oil Ventures) oscylowała wokół 5 tys. baryłek dziennie.

Ale w przypadku Grupy Lotos zeszłoroczne dane stały się już nieaktualne. Początkowe trzy miesiące tego roku były pierwszym pełnym kwartałem, w którym realizowano produkcję ze złóż w Norwegii (tu udziały koncern przejął pod koniec 2013 r. ). Wspomniane skandynawskie wydobycie było wyższe niż zakładano: sięgnęło ponad 7,1 tys. baryłek dziennie (prawie 88 tys. ton ekwiwalentu ropy w skali 3 miesięcy).

W efekcie łączny poziom produkcji węglowodorów przez Grupę Lotos skoczył do poziomu niemal 12,6 tys. baryłek na dzień. To wzrost o 162 proc. w porównaniu do I kwartału 2013 r. (4,8 tys. baryłek dziennie) i o 133 proc. wobec poprzedniego kwartału (5,4 tys. baryłek dziennie). Po raz pierwszy w historii Grupa Lotos wyprodukowała w jednym kwartale więcej niż milion baryłek ekwiwalentu ropy. Konkretnie: 1,13 mln baryłek, czyli 155 tys. ton surowca.

Zbigniew Paszkowicz, wiceprezes Grupy Lotos ds. poszukiwań i wydobycia oraz prezes spółki Lotos Petrobaltic, zastrzega jednak, że tak wysokiego poziomu nie uda się utrzymać w kolejnym kwartale z uwagi na zaplanowany miesięczny przestój remontowy platformy Heimdal, której operatorem jest norweski Statoil.

- Spodziewamy się, że średnio w całym 2014 r. nasze wydobycie w Norwegii będzie oscylowało wokół 6 tys. baryłek dziennie - ocenia Paszkowicz.

Gdyby tę pulę udało się osiągnąć, w samej Norwegii Lotos wyprodukowałby w tym roku ok. 300 tys. ton ekwiwalentu ropy; więcej niż wydobył w roku 2013 łącznie na Bałtyku, Litwie oraz w Norwegii (efektywne wydobycie ze złóż Heimdal rozpoczęło się pod sam koniec 2013 r.).

A zatem wydobycie Grupy Lotos w 2014 r. powinno oscylować wokół 11-11,5 tys. baryłek dziennie, co oznacza 550-575 tys. ton ekwiwalentu ropy w skali roku. To rekord w historii grupy.

Paszkowicz przekonuje, że Lotos jest na najlepszej drodze do podwojenia produkcji (zgodnie z założeniami strategii spółki) do końca 2015 roku. Ma się do tego przyczynić uruchomienie wydobycia ze złoża B8 na Bałtyku oraz kolejna akwizycja udziałów w złożach w Norwegii, przewidywana w tym lub przyszłym roku. W rezultacie na koniec 2015 r. Lotos mógłby wydobywać ok. 1,2 mln ton ekwiwalentu ropy rocznie.

Gdański koncern zakładał na lata 2016-20 dojście do 100 tys. baryłek dziennie własnego wydobycia, ale trudno teraz prognozować, czy tak znaczny wzrost nadal jest realny.

- Te wstępne kierunki powinniśmy przełożyć w końcówce tego roku na twarde cele strategiczne. Wówczas będziemy mogli powiedzieć, jakimi faktycznymi zdolnościami produkcyjnymi będziemy chcieli dysponować w 2020 r. - zapowiedział Paszkowicz.

Strategia PKN Orlen do 2017 r. zakłada dla spółki Orlen Upstream produkcję ok. 2 mln baryłek ekwiwalentu ropy rocznie, co oznaczałoby niespełna 5,5 tys. baryłek dziennie.

- Już dzisiaj można jednak powiedzieć, że te liczby będą wymagały weryfikacji w górę, bo po ostatnio ogłoszonej akwizycji w Kanadzie nawet w tym roku oczekujemy przekroczenia planowanego wcześniej poziomu - mówi Bohdan Bartoszewicz, dyrektor biura finansów Orlen Upstream.

Niedawno Orlen powiadomił, że jego kanadyjska spółka TriOil Resources (zakupiona pod koniec 2013 r.) zawarła umowę przejęcia innej kanadyjskiej firmy - Birchill Exploration. Pomyślna finalizacja transakcji ma umożliwić podwojenie potencjału wydobywczego Grupy Orlen w Kanadzie. W I kwartale 2014 r. TriOil uzyskał średnią produkcję na poziomie 3,7 tys. baryłek ekwiwalentu ropy dziennie, z czego 60 proc. stanowiły węglowodory ciekłe (ropa oraz kondensat). Zdaniem Bohdana Bartoszewicza, potencjał zdolności produkcyjnych grupy Orlen w średnim okresie wynosi dziś do 20 tys. baryłek dziennie (1 mln ton rocznie).

Wydatnie powiększyć wydobycie zamierza również firma Serinus Energy, wydobywająca ropę i gaz ziemny w Tunezji i na Ukrainie.

- Na razie zamierzamy podwoić obecny poziom ok. 5 tys. baryłek dziennie do 2015 r. - zapowiada Jakub Korczak, wiceprezes firmy ds. relacji inwestorskich. W jego opinii, jest jednak zbyt wcześnie, by mówić o dłuższym horyzoncie czasowym.

- Rośniemy dynamicznie i nadal zamierzamy tak rosnąć, ale perspektywa roku 2020 jest zbyt odległa, żeby podawać konkretne liczby. Tym bardziej, że w tym okresie może dojść do akwizycji, które diametralnie zmieniają sytuację - stwierdził.

Wyniki finansowe największych polskich firm naftowych za I kwartał 2014 r. potwierdzają, że kierunek: upstream był słuszną decyzją. W przypadku PGNiG wpływy z segmentu poszukiwań i wydobycia (1,62 mld zł) stanowią zaledwie 15,7 proc. łącznych przychodów grupy (10,3 mld zł), ale jednocześnie aż 51 proc. wskaźnika EBITDA (1,13 mld zł), przy czym w tym segmencie wzrósł on niemal o jedną czwartą, a ogółem - jedynie o 10 proc.

Dla Grupy Lotos aż 2/3 wskaźnika EBITDA (231,6 mln zł) to efekt wydobycia ze złóż (157 mln zł). PKN Orlen zanotował zaś w tym kwartale pierwsze zyski z wydobycia (31 mln zł). To zaledwie 3,2 proc. łącznego poziomu EBITDA (953 mln zł), ale zarząd firmy nie ma wątpliwości, że ten udział będzie bardzo szybko rósł.

Piotr Apanowicz

Więcej informacji w portalu "Wirtualny Nowy Przemysł"