Orlen, MOL, Serinus. Co się bardziej opłaca - ropa, czy gaz?

To konsekwencja zmian cen obu surowców na globalnych i lokalnych rynkach. Istotne znaczenie ma też poziom produkcji. O ile Orlen pozyskuje coraz więcej węglowodorów, o tyle MOL i Serinus odnotowały ostatnio spadki.

W tym roku spółki z warszawskiej giełdy zajmujące się wydobyciem ropy naftowej powinny na tej działalności zanotować poprawę rentowności. Sprzyjają im przede wszystkim rosnące ceny surowca. W I kwartale średnia cena ropy Brent wynosiła 83,2 USD za baryłkę, co oznaczało wzrost rok do roku o 2,5 proc. W II kwartale było jeszcze lepiej, gdyż średni kurs podskoczył do 85 USD, czyli o 8,8 proc.

Zdecydowanie gorzej wyglądał za to poziom cen na rynku gazu ziemnego. Na holenderskiej giełdzie TTF błękitne paliwo kosztowało w I kwartale średnio w przeliczeniu 119 zł za MWh (megawatogodzina), a w II kwartale 137 zł. W porównaniu z podobnymi okresami ub.r. zniżki wyniosły odpowiednio 52,2 proc. oraz 13,3 proc.

W tym kontekście warto też zwrócić uwagę na prognozowane ceny na kolejne okresy. Orlen jeszcze w maju zakładał, że w tym roku średnia cena ropy Brent będzie oscylować w pobliżu 85 USD (w całym 2023 r. było to 82,6 USD). Za takim scenariuszem miał przemawiać wzrost globalnego popytu na ten surowiec. Spadku cen oczekiwał z kolei na rynku gazu ziemnego. Szacował, że w tym roku na Towarowej Giełdzie Energii jej średni kurs będzie oscylował w pobliżu 150 zł za MWh, podczas gdy w ub.r. wynosił 202 zł. W ocenie Orlenu do zniżek miała przyczynić się wysoka podaż błękitnego paliwa spodziewana w Europie.

Parkiet

Koniec obowiązywania podatku pomoże Orlenowi poprawić wyniki

Spośród spółek notowanych na GPW zdecydowanie najwięcej ropy i gazu wydobywa grupa kapitałowa Orlen. W I kwartale jej średnia dzienna produkcja wynosiła 215,3 boe (baryłki ekwiwalentu ropy). To o 13,6 proc. więcej niż rok temu i jednocześnie najwięcej w historii koncernu. W następnych kwartałach mogą paść kolejne rekordy, bo grupa systematycznie inwestuje w wydobycie, zarówno w sposób organiczny, jak i poprzez przejęcia. Zaledwie kilkanaście dni temu informowała o nabyciu 20 proc. udziałów w złożu Atlantis na Morzu Północnym, jednym z pięciu największych złóż odkrytych w Norwegii w ostatnich dziesięciu latach. Jego zasoby wynoszą ponad 13 mln boe, przy czym przede wszystkim obejmują gaz ziemny. Atlantis wymaga jednak dopiero zagospodarowania, co oznacza, że produkcja z niego zostanie uruchomiona prawdopodobnie za kilka lat.

W czerwcu grupa Orlen nabyła też prawie 20 proc. udziałów w złożu gazowym Eirin na Morzu Północnym. Dzięki temu zwiększyła w nim swoje udziały i niemal podwoiła ilość surowca, który będzie mogła pozyskać (do ponad 1,5 mld m sześc.). W tym przypadku początek prac wiertniczych zaplanowano na III kwartał, a uruchomienie wydobycia na II półrocze 2025 r.

Płocki koncern działa w Norwegii poprzez zależną firmę PGNiG Upstream Norway, która eksploatuje obecnie 19 złóż, a dodatkowych dziewięć zagospodarowuje w celu uruchomienia produkcji. W ub.r. koncern wydobył w Norwegii 27,7 mln boe (około 70 proc. stanowił gaz, a około 30 proc. ropa). Jaki wolumen może zanotować w tym roku – nie wiadomo. Orlen podaje jednie, że zakłada zwiększenie produkcji błękitnego paliwa do 4 mld m sześc,. z ponad 3 mld m sześc. osiągniętych w 2023 r. Jest szansa, że to się uda, gdyż w I kwartale wydobycie gazu w Norwegii wzrosło o 33 proc.

Co ciekawe, w I kwartale zdecydowanie najważniejszym rynkiem dla grupy Orlen stała się właśnie Norwegia. W tym czasie koncern na jej terenie pozyskał 53,6 proc. ropy i gazu. Istotnie spadło za to znaczenie Polski, na którą przypadło 37,7 proc. całego wolumenu obu surowców wydobytych przez grupę. Tymczasem jeszcze w ub.r. te różnice były minimalne. Orlen szczególnie mocno stawia w Norwegii na wzrost produkcji gazu ziemnego. W Polsce celem jest utrzymanie jej na dotychczasowym poziomie. Orlen ropę i gaz pozyskuje również w Kanadzie (5,6 proc. całego wydobycia w I kwartale), sam gaz w Pakistanie (2,9 proc.), a samą ropę na Litwie (0,1 proc.). W całej produkcji węglowodorów gaz stanowi 74 proc. wydobycia, a ropa i NGL (etan, propan, butan i inne) pozostałe 26 proc.

Mimo że nasz kraj ma coraz mniejszy wpływ na wyniki uzyskiwane przez koncern w biznesie wydobywczym, to Orlen cały czas nad Wisłą dysponuje kluczowymi zasobami ropy i gazu. Wynoszą one 731,2 mln boe i stanowią 57,8 proc. całości jego zasobów określanych według międzynarodowej terminologii jako 2P. Udział norweskich surowców wynosi 27,5 proc., kanadyjskich 11,7 proc., pakistańskich 2,9 proc., a litewskich tylko 0,1 proc.

O tym, jak ogromne znaczenie dla Orlenu ma biznes wydobywczy, świadczą też planowane wydatki. W 2024 r. mają sięgać 7 mld zł i powinny być najwyższe spośród realizowanych w sześciu kluczowych działach prowadzonej działalności. Gros pieniędzy spółka chce wydać na zagospodarowanie norweskich złóż Tommeliten Alpha i obszaru Yggdrasil oraz projektów wydobywczych w naszym kraju. Jak to przełoży się na wyniki finansowe, trudno prognozować. Przede wszystkim trzeba pamiętać, że w I półroczu koncern miał zapłacić ponad 15 mld zł tzw. podatku gazowego, który obciążył jego wyniki z działalności wydobywczej. Z tej kwoty 7,7 mld zł zaksięgowano w I kwartale, a pozostała część będzie rozpoznana w II kwartale. W kolejnych okresach podatku gazowego już nie będzie. Tym samym i zyski powinny być wyższe. Z ostatnich danych wynika, że w I kwartale skonsolidowany wynik EBITDA w biznesie wydobywczym wyniósł minus 4,11 mld zł, podczas gdy rok wcześniej był na plusie i sięgał 2,27 mld zł.

W tym roku MOL i Serinus zmniejszyli wydobycie ropy i gazu

Dużo ropy i gazu wydobywa również węgierski MOL, ale w jego przypadku produkcja od dłuższego czasu jest stosunkowo stabilna. W I kwartale koncern pozyskiwał średnio 92,3 tys. boe ropy i gazu dziennie. W ujęciu rok do roku oznaczało to spadek o 3,7 proc. Zdecydowanie najwięcej obu surowców MOL wydobywa na Węgrzech (37,9 proc. całego wydobycia w I kwartale) i w Chorwacji (26,6 proc.). Duże znaczenie odgrywają w jego działalności również złoża eksploatowane w Azerbejdżanie, Rosji, Iraku i Pakistanie. W strukturze wydobycia MOL-a mniej więcej po połowie stanowią ropa i gaz.

Z ostatnich danych można wyczytać, że węgierski koncern w biznesie wydobywczym wypracował w I kwartale 262 mln USD zysku EBITDA. Tym samym spadł on rok do roku o 8 proc. Ujemny wpływ na ten obszar działalności miała zniżka produkcji oraz stosunkowo niskie ceny błękitnego paliwa. Spadek wydobycia zapewne byłby jeszcze większy od zanotowanego, gdyby nie rozpoczęte w grudniu ub.r. wydobycie gazu ziemnego z kazachskich złóż. Na początku roku wyniosło ono 1,3 tys. boe dziennie. Ponadto w tym czasie zanotowano spadek produkcji w Chorwacji i stabilny jej poziom na Węgrzech. Ponadto koncern poinformował, że w obrębie całej grupy pozostał niezmieniony jednostkowy koszt wydobycia i to pomimo ogólnej presji inflacyjnej. Było to możliwe dzięki obniżeniu cen energii, wzrostowi produkcji oraz koncentracji na produkcji z aktywów generujących stosunkowo niskie koszty.

W marcu MOL zaktualizował strategię. Określił w niej, że celem w biznesie wydobywczym jest utrzymanie wydobycia ropy i gazu na średnim poziomie co najmniej 90 tys. boe dziennie przez kolejne pięć lat. Ponadto koncern, wykorzystując istniejące kompetencje, chce rozpocząć nową działalność. W związku z tym w ramach biznesu poszukiwawczo-wydobywczego powołał właśnie oddział o nazwie „Low Carbon and New Energies”. Nowa jednostka z siedzibą w Zagrzebiu ma pokierować licznymi inicjatywami, mającymi zdywersyfikować portfel energetyczny grupy, zredukować emisje CO₂ i metanu oraz ograniczyć wpływ działalności firmy na środowisko. Wśród najważniejszych projektów znajdą się m.in.: produkcja energii geotermalnej, pilotażowy projekt produkcji litu, wychwytywanie i składowanie CO₂ oraz redukcja emisji metanu.

W przeciwieństwie do Orleniu i MOL-a, spółką zajmująca się wyłącznie prowadzeniem działalności poszukiwawczo-wydobywczej jest Serinus Energy. Z ostatnich danych wynika, że w I kwartale zanotował 18,4 mln zł skonsolidowanych przychodów, co w ujęciu rok do roku oznaczało spadek o 13,4 proc. Mimo to zmniejszono stratę netto do niespełna 2 mln zł z ponad 5,5 mln zł.

Grupa Serinus Energy cały czas boryka się z problemem spadku wydobycia. Jego średni dzienny poziom na początku tego roku wyniósł 635 boe. To spadek o ponad 8 proc. Szczególnie słabe wyniki firma osiąga w Rumunii, czyli na jednym z dwóch kluczowych dla niej rynków. Ostatnio wydobywała tam tylko 49 boe dziennie. Rośnie za to wydobycie w Tunezji. Ostatnio sięgało 586 boe dziennie. W Tunezji grupa prowadzi działalność w ramach dwóch obszarów koncesyjnych. Największym składnikiem tamtejszego portfela jest pole naftowe Sabria, które charakteryzuje się dużą liczbą złóż. Spółka przypomina, że według niezależnych szacunków, jego pierwotne zasoby wynoszą 445 mln boe, z czego do tej pory wydobyto 1,6 proc.