Orlen będzie mocny w wydobyciu

Po przejęciu Lotosu i PGNiG biznes związany z eksploatacją złóż ropy naftowej i gazu ziemnego może w najbliższych kwartałach zapewniać płockiemu koncernowi największe zyski spośród wszystkich kluczowych obszarów jego działalności. Stanie się tak zwłaszcza wtedy, gdy ceny obu surowców pozostaną wysokie, a grupa nie ograniczy inwestycji w poszukiwania i wydobycie.

Orlen po sfinalizowaniu tegorocznych przejęć – najpierw Lotosu (1 sierpnia), a następnie PGNiG (2 listopada) – stał się potężnym graczem w biznesie poszukiwań i wydobycia ropy i gazu w naszym regionie. Z ostatnich danych wynika, że pozyskuje dziennie ze swoich złóż średnio około 190 tys. boe (baryłka ekwiwalentu ropy). Większe wydobycie wśród firm z naszego regionu realizuje jedynie austriacki OMV, a mniejsze węgierski MOL. W ubiegłym roku odnotowały je odpowiednio na poziomie 486 boe i 110 tys. boe.

Orlen podaje, że strategiczne kierunki rozwoju grupy, w tym dotyczące biznesu poszukiwawczo-wydobywczego, zostaną określone w nowej strategii, którą firma chce przedstawić na początku przyszłego roku. Orlen dostrzega szansę, by zostać liczącym się graczem na europejskim i regionalnym rynku wydobywczym. Chce być firmą, która odgrywa istotną rolę w pokrywaniu zapotrzebowania na gaz w okresie transformacji energetycznej. Chodzi głównie o rynek polski i mu podobne, gdzie transformacja energetyki i ciepłownictwa węglowego będzie w istotnej części oparta o inwestycje w źródła gazowe.

Stabilnie w Polsce

Strategia obecnie obowiązująca w Orlenie zakłada kontynuację działalności poszukiwawczo-wydobywczej poprzez ostrożny i zrównoważony rozwój portfela posiadanych aktywów, ze szczególnym uwzględnieniem złóż gazowych. Nieco w opozycji do niej były strategie Lotosu i PGNiG. Obie firmy bardziej stawiały na inwestycje i zagraniczną ekspansję, zwłaszcza w Norwegii. Pomimo braku nowej strategii, już wiadomo, że przyszły rok nie przyniesie Orlenowi istotnych zmian pod względem wolumenu pozyskiwanych węglowodorów.

„Grupa Orlen nie przewiduje znaczącego zwiększenia wydobycia w 2023 r. Priorytetem dla działań podejmowanych w Polsce jest utrzymanie długoterminowego, stabilnego profilu i uzupełnienie spadku wydobycia spowodowanego naturalnym sczerpaniem złóż węglowodorów. W Norwegii oczekiwany jest wzrost produkcji wynikający z zatwierdzonych projektów zagospodarowania, ale będzie on widoczny po 2023 r.” – informuje nas departament komunikacji i marketingu Oddziału Centralnego PGNiG w Warszawie, należącego do PKN Orlen.

Foto: GG Parkiet

Istotną rolę będą odgrywać już posiadane przez koncern aktywa. W Polsce w zasadzie ma on monopol na poszukiwania i wydobycie ropy i gazu. Jak wylicza sam Orlen, na koniec listopada, zgodnie z zestawieniem Ministerstwa Klimatu i Środowiska, dysponował w naszym kraju 10 koncesjami poszukiwawczo-rozpoznawczymi, 44 tzw. łącznymi i 187 eksploatacyjnymi. To w III kwartale pozwoliło Orlenowi (już połączonemu z Lotosem) realizować średnie wydobycie na poziomie 9,3 tys. boe, a grupie PGNiG w wysokości 81 tys. boe. Z kolei ich udokumentowane zasoby wynosiły odpowiednio 39,8 mln boe i 676 mln boe (dziś około 691 mln boe).

Jak z tego wynika, to aktywa byłego PGNiG decydują o tym, ile surowców pozyskuje nasz kraj z lokalnych złóż. Co równie ważne, spółka systematycznie publikowała prognozy wydobycia na kolejne lata. Ostatnie obejmowały lata 2022–2024 i – jak zapewnia dziś Orlen – nadal są aktualne. Dzięki aktywom wydobywczym samego PGNiG, krajowe wydobycie gazu przez Orlen powinno wynieść w tym i następnym roku po 3,7 mld m sześc., a w 2024 r. ma wzrosnąć do 3,9 mld m sześc. Dla porównania w ub.r. PGNiG pozyskało nieco ponad 3,6 mld m sześc. błękitnego paliwa. Tym samym Polska z własnego wydobycia mogła zaspokoić około jedną piątą całkowitego zapotrzebowania na gaz.

Ekspansja w Norwegii

Zdecydowanie mniej w stosunku do potrzeb krajowego rynku PGNiG pozyskiwało ropy naftowej. Wydobycie tego surowca systematycznie spada. W tym roku ma wynieść 0,6 mln ton, podczas gdy łączne moce przerobowe rafinerii w Płocku i Gdańsku wynoszą 26,8 mln ton.

Poza Polską kluczowym rynkiem dla multienergetycznej płockiej firmy jest Norwegia, gdzie dysponuje ona udziałami w 93 koncesjach, na których udokumentowano łącznie 324 mln boe zasobów ropy i gazu przypadających na całą grupę. W III kwartale średnie dzienne wydobycie realizowane na tym rynku przez Orlen (po fuzji z Lotosem) wynosiło 9,3 tys. boe, a przez PGNiG aż 71,59 tys. boe. Jest zatem niewiele mniejsze, niż osiągane w Polsce. A w kolejnych latach to Norwegia może być numerem jeden, zwłaszcza jeśli Orlen – wzorem wcześniejszych zapowiedzi PGNiG – będzie dążył do istotnego wypełnienia błękitnym paliwem rurociągu Baltic Pipe (łączy norweskie złoża z polską siecią).

W ub.r. PGNiG pozyskał w Norwegii 1,4 mld m sześc. gazu. Prognoza na ten rok mówi już o 2,6 mld m sześc. Tak duży wzrost jest możliwy do osiągnięcia dzięki przejęciu firmy Ineos E&P Norge, posiadającej duże złoża w fazie eksploatacji.

PGNiG zwiększa w Norwegii także wydobycie ropy. Jeśli zrealizuje zapowiedziane prognozy, to wzrośnie ono o 18 proc.

Trzecim rynkiem, gdzie PGNiG prowadzi wydobycie, jest Pakistan. W tym kraju spółka posiada dwie koncesje, na obszarze których eksploatuje złoża błękitnego paliwa. Ich zasoby są szacowane na niespełna 40 mln boe. W ub.r. tamtejsze wydobycie wynosiło 0,3 mld m sześc. Podobne ma być w tym roku.

Orlen eksploatuje też złoża w Kanadzie i na Litwie. W III kwartale średnie dzienne wydobycie wynosiło w tych krajach odpowiednio 15,2 tys. boe i 0,5 tys. boe. Z kolei udokumentowane zasoby sięgały 158,5 mln boe i 2,2 mln boe.

Do tego dochodzą koncesje dawnego PGNiG w Zjednoczonych Emiratach Arabskich, Ukrainie i Libii. Na razie jednak jedynie w tym pierwszym kraju jest szansa na kontynuowanie poszukiwań. „W ZEA po wykonaniu badań sejsmicznych będzie realizowane wiercenie otworu poszukiwawczego. W Libii i na Ukrainie obecnie prace w terenie nie są prowadzone, natomiast kontynuowane są prace analityczne” – twierdzi Orlen.

Kluczowy biznes

Orlen przekonuje, że przejęcie Lotosu i PGNiG umożliwiło rozpoczęcie działań, które doprowadzą do osiągnięcia określonych wcześniej synergii i optymalizacji, w tym m.in. w biznesie poszukiwawczo-wydobywczym. Ich wartościowe ujęcie spółka chce zaprezentować za jakiś czas. Przypomina, że w przypadku PGNiG połączenie nastąpiło dopiero półtora miesiąca temu i dziś jest jeszcze za wcześnie na takie wyliczenia. „Należy jednak pokreślić, że już dzisiaj możemy powiedzieć o zdecydowanie większych możliwościach inwestycyjnych, a także negocjacyjnych, co ma istotne znaczenie dla uzyskiwanych wyników. Spółka zyskała efekt skali w upstreamie, bo połączenie z Lotosem i PGNiG daje potencjał do konsolidacji działalności w Norwegii i wykorzystania najlepszych praktyk i wymiany doświadczeń w portfelu upstream” – twierdzi płocki koncern. W jego ocenie efekty fuzji to również postrzeganie Orlenu przez największe podmioty z branży oil & gas jako potencjalnego partnera w biznesie.

Z ostatnich danych wynika, że w III kwartale Orlen wypracował w biznesie wydobywczym 842 mln zł skonsolidowanego zysku EBITDA. Dane PGNiG za ten okres nie są znane, gdyż spółka przed wyznaczonym terminem ich publikacji stała się częścią Orlenu. Wiadomo jednak, że w II kwartale jej EBITDA w biznesie wydobywczym była na poziomie 8,2 mld zł. Wówczas w Orlenie wynosiła 336 mln zł, a w Lotosie około 550 mln zł (dane szacunkowe). Jak z tego wynika, to PGNiG będzie kształtować wyniki koncernu multienergetycznego w biznesie wydobywczym. Co więcej, w obecnej sytuacji ten obszar działalności nowej grupy będzie najbardziej zyskownym, co sugerują już wyniki za III kwartał. Wówczas biznes rafineryjny zapewnił grupie Orlen niespełna 8 mld zł zysku EBITDA, energetyczny ponad 1,6 mld zł, detaliczny prawie 0,9 mld zł, a petrochemiczny poniżej 0,7 mld zł.