Firmy surowcowe inwestują za granicą

Mamy też złoża ropy naftowej i gazu ziemnego, ale daleko nam do naftowych tuzów - krajowe wydobycie jedynie w niewielkim stopniu zaspokaja nasze potrzeby.

Przez pewien czas wielkie nadzieje wiązaliśmy z gazem łupkowym, ale po początkowej euforii ostatecznie projekty łupkowe zostały zamrożone. Mamy na terenie Polski rudy żelaza, cynku i ołowiu, posiadamy też zasoby miedzi, trochę surowców chemicznych i skalnych. Takie zaplecze wymusza na krajowych firmach surowcowych ekspansję zagraniczną. Koncerny muszą inwestować poza Polską, by uzyskiwać dostęp do kopalin.

Projekty zagraniczne zapewniają dostawy surowców na rodzimy rynek, wpisują się w politykę dywersyfikacji i zwiększania bezpieczeństwa firm, ale są też szansą na skokowy rozwój krajowych podmiotów, dając im możliwość dołączenia do grona międzynarodowych graczy. Nic więc dziwnego, że wiele polskich firm decyduje się na większe inwestycje poza Polską.

Znaczące aktywa za granicą posiada m.in. KGHM, producent miedzi i srebra. Spółka kupiła w 2012 r. kanadyjski koncern Quadra FNX, dzięki czemu uzyskała dostęp do złóż w Kanadzie, USA i Chile. Transakcja kosztowała ponad 9,1 mld zł.

W Stanach Zjednoczonych koncern posiada kopalnię miedzi Robinson. Produkcja płatnej miedzi wyniosła tam w 2017 roku 48,8 tys. ton. Z kolei w Kanadzie, w Kopalni Morrison, KGHM wydobył w ubiegłym roku 8,5 tys. ton płatnej miedzi. W Kanadzie prowadzi też prace nad dwoma kolejnymi projektami - Victoria i Ajax, nie wiadomo jednak póki co, jaka będzie ich przyszłość. Spółka sygnalizowała wcześniej, że możliwe jest trwałe zamrożenie działań przy projekcie Ajax. Rozpatrywane są również różne warianty dla projektu Victoria.

Najgłośniejszą inwestycją KGHM jest projekt Sierra Gorda zlokalizowany na północy Chile. Odkrywkowa kopalnia została uruchomiona w połowie 2014 roku. Złoża odkryto w 2006 roku. Projekt od 2012 r. jest wspólnym przedsięwzięciem KGHM Polska (55 proc.) oraz spółek japońskiej grupy Sumimoto: Sumimoto Metal Mining (31,5 proc.) oraz Sumimoto Corporation (13,5 proc.). Z wydobywanej tu rudy wytwarzany jest koncentrat miedzi i molibdenu. Produkcja w 2017 r. wyniosła 97,1 tys. ton miedzi w koncentracie i 35,7 mln funtów molibdenu w koncentracie (dane dla 100 proc. udziałów).

Rentowność inwestycji w Sierra Gorda pozostawiała wiele do życzenia, a to ze względu na trudności w trakcie eksploatacji oraz wahania cenowe na rynku miedzi. Obecne władze KGHM są jednak dobrej myśli. W I półroczu EBITDA na tym projekcie wzrosła. Na poziomie wyniku netto utrzymują się straty, ale wynika to z kosztów zaciągniętych na tę inwestycję kredytów. Zwiększanie skali działalności, wzrost produkcji miedzi i dalsza poprawa efektywności to szansa na odwrócenie negatywnych trendów w Sierra Gorda. W pustynnym obszarze Chile jest też zlokalizowana inna kopalnia należąca do koncernu, Franke. Produkcja miedzi płatnej wyniosła tu w 2017 roku 19,6 tys. ton. Mimo tak bogatej aktywności koncernu za granicą, to jednak na Polskę przypada 80 proc. działalności KGHM.

Poza krajem aktywnie inwestują również spółki paliwowe, których produkcja bazuje na ropie. Węglowodory podlegają cyklicznym wahaniom cenowym. O ile w przypadku utrzymujących się niskich cen ropy firmy zajmujące się jej przerobem mają się dobrze, o tyle w momencie drożenia surowca borykają się z drastycznym kurczeniem się marż i spadkiem wyników. Aby zabezpieczyć się przed ryzykiem surowcowej górki cenowej, zarówno Orlen jak i Lotos zdecydowały się na zakup aktywów wydobywczych w regionach bogatych w ropę.

Lotos kupował koncesje na Morzu Północnym i Norweskim. Teraz ma ich w swoim portfelu 28. Zasoby wydobywalne ropy naftowej i gazu ziemnego (2P) w ramach norweskich koncesji, w których posiada udziały, wynoszą ok. 36 mln baryłek ekwiwalentu ropy (boe). Stanowi to ponad jedną trzecią wszystkich zasobów węglowodorów Lotosu. Poszukiwanie i wydobycie ropy i gazu na morzach okalających Norwegię to kluczowy element rozwoju realizowanej do 2022 roku strategii biznesowej grupy. Zgodnie ze strategią, do 2022 r. Lotos zakłada wzrost wydobycia ropy naftowej i gazu do 30-50 tys. boe dziennie.

Gdańska rafineria jest obecna na szelfie kontynentalnym od 11 lat. Prowadzi też wydobycie na Litwie oraz w Polsce, na Morzu Bałtyckim (złoża B8 i B3), ale to w Norwegii pozyskuje ponad 73 proc. surowca. Po dziewięciu miesiącach 2018 roku wydobycie Grupy Lotos w Norwegii wyniosło 4,1 mln boe, podczas gdy w Polsce grupa pozyskała 1,2 mln boe, a na Litwie 0,2 mln boe. Co ciekawe, koszty wydobycia ropy w Norwegii są niższe niż w Polsce czy na Litwie. Lotos podaje, że w pierwszym półroczu tego roku wynosiły one 11 dol. na baryłkę ekwiwalentu ropy, podczas gdy Na Litwie było to 16 dol./boe, a w Polsce aż 36 dol./boe.

PKN Orlen w swojej strategii zakładał rozwój organiczny i akwizycje na dojrzałych, stabilnych rynkach oil&gas o sprzyjającym otoczeniu politycznym, prawnym i podatkowym. Zdecydował się na budowę dywizji wydobywczej w Ameryce Północnej, w Kanadzie. Pierwsze aktywa kupił w 2013 roku. Na koniec 2017 roku tamtejsze zasoby 2P wynosiły 141 mln boe, z czego 42 proc. to węglowodory ciekłe, a 58 proc. gaz. Kluczowe kanadyjskie aktywa Orlenu znajdują się w obrębie prowincji Alberta. Średnie wydobycie Orlenu w Kanadzie wyniosło w trzecim kwartale 2018 roku 15,9 tys. boe dziennie. Dla porównania - łączne zasoby gazu i ropy 2P Orlenu w Polsce wynoszą ok. 11 mln boe, przy czym 94 proc. z nich to ropa, a 6 proc. - gaz. Średnie wydobycie w trzecim kwartale wynosiło zaledwie 1 tys. boe dziennie.

Orlen planuje ostrożną kontynuację, jeśli chodzi o dalszy rozwój wydobycia. Zakłada zwiększanie poziomu produkcji węglowodorów i zasobów 2P, koncentrując się na aktywach dobrej jakości i na najbardziej rentownych projektach. Spółka podkreśla, że chce elastycznie reagować na zmiany na rynku ropy i gazu i uzależniać poziom nakładów inwestycyjnych od bieżącej sytuacji makro.

Bardzo aktywnie na polu wydobywczym działa również PGNiG. W pierwszej połowie 2018 roku grupa wydobyła 0,7 mln ton ropy naftowej i 2,3 mld m sześc. gazu ziemnego. Podobnie jak Lotos, poza Polską gazowa spółka koncentruje się na rynku norweskim, gdzie ma udziały w 20 koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, przy czym na dwóch z nich pełni rolę operatora, czyli wiodącego inwestora.

PGNiG rozpoczęło działalność w Norwegii w 2007 r. Wielkość tamtejszych zasobów wydobywalnych spółka szacuje na 83 mln boe. Ostatnich zakupów dokonała w październiku 2018 r., nabywając ponad 42 proc. udziałów w złożu zlokalizowanym w południowej części Norweskiego Szelfu Kontynentalnego za 220 mln dol. Gazowa firma zamierza dalej zwiększać wydobycie ze złóż w Norwegii. Wpisuje się to bowiem w większy projekt - dywersyfikacji dostaw gazu do Polski, której celem jest uniezależnienie się od gazu rosyjskiego. Ma w tym pomóc m.in. gazociąg Baltic Pipe, który połączy Polskę ze złożami na Szelfie Norweskim. Przepustowość gazociągu wyniesie 10 mld m sześc. Połączenie ma zostać uruchomione przed końcem 2022 r., kiedy to wygasa kontrakt jamalski, na podstawie którego od wielu lat PGNiG kupuje gaz od rosyjskiego Gazpromu. Zwiększenie wydobycia w Norwegii ma zapewnić przepływ surowca nowym połączeniem. Jest to kolejny element planu dywersyfikacji, wspieranego przez polskie władze. Wcześniej wybudowany został terminal LNG, poprzez który trafia do Polski gaz skroplony m.in. z Kataru i ze Stanów Zjednoczonych.

Poza Norwegią, PGNiG ma też złoża w Pakistanie. Ich łączne zasoby wynoszą 9,4 mld m sześc. gazu. W 2017 roku spółka wydobyła w Pakistanie 150 mln m sześc. gazu. Wcześniej poszukiwała też surowca w Libii, ale w związku z pogarszającą się sytuacją bezpieczeństwa w tym kraju ograniczyła działalność operacyjną w rejonie. Z kolei wydobycie krajowe PGNiG waha się między 4 a 4,5 mld m sześc. rocznie.

td