Polskie koncerny z dużo mniejszym entuzjazmem podchodzą do inwestycji w wydobycie. Sytuacja na rynku surowcowym zmusiła firmy do korekt w strategiach.
Po kilku latach, kiedy firmy prześcigały się w inwestycjach w nowe projekty wydobywcze, przyszła chwila refleksji. PKN Orlen zamierza zredukować tegoroczne nakłady inwestycyjne na wydobycie o jedną czwartą. – Zakładaliśmy 4,8 mld zł łącznych wydatków w tym roku, bez uwzględnienia odbudowy Litvinova. Ostatecznie może być mniej. W wyniku optymalizacji obniżyliśmy nakłady inwestycyjne na wydobycie o 200 mln zł do szacowanych łącznie 600 mln zł – mówił przy okazji prezentacji półrocznych wyników wiceprezes Koncernu Sławomir Jędrzejczyk.
Ile inwestują polskie koncerny / Dziennik Gazeta Prawna
To może oznaczać spowolnienie niektórych projektów. W pierwszym półroczu Orlen wydał na segment wydobywczy 180 mln zł, z czego większość – 140 mln zł – przypadła na zagospodarowanie złóż w Kanadzie. Akwizycji nowych złóż raczej nie należy się spodziewać. Władze koncernu już zresztą na początku roku zapowiadały, że po zakupie kanadyjskiej firmy Tri Oil oraz polskich aktywów firmy FX Energy koncern skoncentruje działania na eksploatacji tych nowych nabytków zamiast rozpoczynaniu nowych projektów.
Solidne cięcia inwestycyjne zapowiada też PGNiG. – Budżet był określony na 1,7 mld zł, ale musieliśmy go zmniejszyć do 1,1 mld zł – mówi Piotr Woźniak, prezes gazowego koncernu. Według niego to zmniejszenie wynika z porządków po poprzedniej ekipie – ze względu na zastany bałagan w planach inwestycyjnych kilka miesięcy zajęło ich uporządkowanie i weryfikacja. To oznaczało opóźnienia, a w efekcie PGNiG po prostu nie zdąży wydać całej zapowiadanej wcześniej sumy do końca roku.
Zmieni się również nieco kierunek wydobywczych inwestycji. Priorytetem, jeśli chodzi o wydobycie, pozostaną zapewne złoża na Morzu Norweskim – członkowie zarządu PGNiG zapowiadają bowiem starania o kolejne koncesje. Natomiast nieco inne będzie zaangażowanie w kraju. Obecnie ważą się losy kontynuacji prac poszukiwawczych gazu łupkowego. PGNiG jest ostatnią firmą, która aktywnie takie poszukiwania prowadzi i właśnie ukończyła dwa „odwierty ostatniej szansy” na Pomorzu. Jeżeli z analiz wyników tych prac – które potrwają kilka miesięcy – wyniknie, że eksploatacja będzie nieopłacalna, projekt łupkowy zostanie zawieszony na co najmniej kilka lat. To w efekcie zmniejszy do zera i tak już spadające od kilku lat nakłady na poszukiwania gazu łupkowego. A warto przypomnieć, że od początku poszukiwań w 2010 r. wydano w Polsce na ten cel ponad 2,5 mld zł.
– Większość wydatków na segment wydobycia w ostatnich latach dotyczyła jednak złóż konwencjonalnych – tłumaczy Tomasz Krukowski, analityk Deutsche Banku. Jego zdaniem trudno oczekiwać dalszych inwestycji w łupki w najbliższych latach, gdyż dotychczas prowadzone prace nie wskazują na opłacalność tego przedsięwzięcia, przynajmniej w obecnej sytuacji na rynku surowców.
Gazowy gigant ma natomiast ambicje zostania prekursorem w zupełnie innej dziedzinie – poszukiwaniach i wydobyciu metanu ze złóż węgla. Wkrótce PGNiG rozpocznie zabiegi szczelinowania hydraulicznego w odwiertach w pokładach węgla w Gilowicach na Górnym Śląsku.
Inna sprawa, że gazowy koncern realizuje program oszczędnościowy i dużo uważniej ogląda każdą wydawaną złotówkę. W tym roku oszczędności mają sięgnąć 223 mln zł. Niższe koszty mają być w głównej mierze efektem optymalizacji transportu kolejowego ropy i usług przesyłowych oraz pogłębionej restrukturyzacji firmy zależnej Exalo Drilling, specjalizującej się w wykonywaniu odwiertów poszukiwawczych i wydobywczych za ropą i gazem. Wiosną zarząd PGNiG zatwierdził regulamin PDO (program dobrowolnych odejść) dla pracowników spółki matki. Obecnie następuje weryfikacja zgłoszonych przez pracowników wniosków.
Niektóre projekty wydobywcze ogranicza również Lotos, jednak dla tej firmy podstawowym celem inwestycyjnym na najbliższe lata pozostaje projekt EFRA. Gdańska firma nie podaje nakładów inwestycyjnych, jednak według szacunków analityków wydatki na poprawienie efektywności rafinerii mogą sięgnąć w tym roku 0,9–1 mld zł. Lotos w ubiegłym roku dokonał upstreamowego skoku, przejmując złoża Sleipnera na Morzu Północnym, które dołączyły do nabytych nieco wcześniej złóż Heimdal. Pod koniec ubiegłego roku ruszyło również wydobycie na złożu B8 na Morzu Bałtyckim. To wszystko sprawiło, że po I kw. Lotos zameldował rekordowe wydobycie na poziomie 2,5 mln baryłek ekwiwalentu ropy, a to sprawia, że może skoncentrować się na eksploatacji posiadanych złóż.
Inwestycje w nowe złoża są obecnie ryzykowne. Niskie ceny ropy i gazu sprawiają, że spółki paliwowe dużo bardziej selektywnie podchodzą do nowych projektów, to widać w całej branży – twierdzi Tomasz Krukowski, analityk Deutsche Banku. Jego zdaniem taka ostrożność jest uzasadniona, bowiem niskie ceny surowców sprawiają, że oddala się znacznie horyzont zwrotu z inwestycji. A i już posiadane aktywa wydobywcze zamiast atutu mogą stanowić dla spółki bagaż. Na przykład PGNiG w danych finansowych za II kw. dokonało odpisu 627 mln zł, z czego 620 mln zł przypadło na segment wydobycia. Wynikało to z przeszacowania wartości złóż w związku z niższymi cenami gazu i ropy. Prezes PGNiG zapewniał jednak, że złoża na Morzu Norweskim nie zostały objęte odpisami.
Analitycy zwracają również uwagę na inny aspekt. – Nie można nie brać pod uwagę czynnika wymiany władz w spółkach paliwowych. Każda nowa ekipa często dokonuje pewnych korekt w strategii spółki, ma nieco inne podejście, inaczej określa priorytety – twierdzi Tomasz Krukowski.
PGNiG chce być prekursorem wydobycia metanu ze złóż węgla