Krajowe wydobycie ropy naftowej starczy na tydzień pracy polskich rafinerii. Koncerny szukają zagranicznych źródeł dostępu do surowca. Lotos wybrał Norwegię, stawia na bezpieczeństwo inwestycji. Orlen wciąż szuka.
Niewielkie krajowe złoża ropy naftowej powodują, iż koncerny muszą szukać surowca za granicami - polskie skatalogowane zasoby zaspokoiłyby bowiem jedynie roczne potrzeby naszych rafinerii. Pierwszy krok w stronę pozyskania dostępu do złóż zrobił już Lotos. Plany Orlenu wciąż są mało konkretne.

20 proc. z własnego wydobycia

Lotos obecny jest na Bałtyku i norweskim szelfie kontynentalnym. Złożył też w październiku i listopadzie w sumie dziesięć ofert na nowe koncesje na M. Norweskim i Barentsa. Dysponuje ponadto 20-proc. udziałem w polu Yme. Jak zapewnia Paweł Olechnowicz, prezes Lotosu, produkcja z tego złoża rozpocznie się z końcem przyszłego roku.
- Zakładamy, że w pierwszym roku wydobycie osiągnie poziom 400 tys. ton - mówi Paweł Olechnowicz.
To o 100 tys. t więcej niż w najlepszym okresie na M. Bałtyckim wydobywał Petrobaltic, spółka z grupy kapitałowej koncernu. Docelowo w latach 2010-2012 wydobycie własne Grupy Lotos (GL) sięgnąć ma 1 mln t. W strukturze przerobu spółki to jednak kropla, tym bardziej że GL nie przewiduje w przyszłym roku nowych projektów wydobywczych wymagających zewnętrznego finansowania. Mimo to realizowana strategia ma pozwolić koncernowi do 2015 roku na zwiększenie do 20 proc. udziału własnej ropy w przerobie. Według ekspertów Deloitte to jednak wciąż bardzo mała skala działalności.

Orlen ostrożny

Niewiele w porównaniu z Lotosem w kierunku upstreamu zrobił Orlen. Jacek Krawiec, prezes PKN, nie wyklucza jednak przejmowania spółek wydobywczych.
- Dziś, jak nigdy, jest dobry okres, by inwestować w upstream. Nie chodzi o pozyskiwanie koncesji czy działalność wydobywczą, ale o przejmowanie firm, których wartość w ciągu ostatnich miesięcy spadła nawet o 85 proc. - wyjaśnia Jacek Krawiec.
Jego zdaniem jeśli pojawią się atrakcyjne oferty, koncern będzie inwestować. Zapowiada także, że segmentu upstreamu nie ominie cięcie potencjalnych wydatków inwestycyjnych.
- Do inwestycji w tym segmencie podchodzimy bardzo ostrożnie - zaznacza Jacek Krawiec. Zdaniem fachowców zresztą nie ma powodu do pośpiechu. Bohdan Bartoszewicz z Deloitte uważa, że trudno byłoby polskim koncernom zbudować segment wydobywczy w krótkim terminie.
- Oczywiście dostępne są złoża, koncesje poszukiwawcze. Jednak na rynkach, w których takie inwestycje można uznać za bezpieczne, są one bardzo kosztowne - mówi Bohdan Bartoszewicz.

Liczy się bezpieczeństwo

Tańszych złóż też nie brakuje. Ich zakup wiąże się jednak z ryzykiem związanym z sytuacją polityczną w tych krajach, jak i z ryzykiem geologicznym. Analitycy zaznaczają, że w takim przypadku można liczyć na większe zwroty z inwestycji, można jednak również dużo stracić. Potwierdza to Marek Sokołowski, wiceprezes Lotosu.
- Półtora roku temu badaliśmy obszar byłych południowych republik radzieckich. Najbardziej zainteresowani byliśmy współpracą z Kazachstanem. Stwierdziliśmy jednak, że standardy prawne panujące tam nie spełniają naszych oczekiwań - wyjaśnia Marek Sokołowski.
Lotos odrzucił też koncepcję poszukiwań ropy w Afryce Północnej i Nigerii, ze względu na brak stabilności w regionie.
- Norwegia nie jest ryzykowna. Tam największe źródła są jednak już zajęte. Weszliśmy na pole Yme, gdzie wydobycie nie jest na wysokim poziomie, ale inwestycja jest przynajmniej bezpieczna - dodaje Marek Sokołowski.
Inwestycje w upstream są istotne nie tylko z punktu widzenia budowania wartości koncernów, ale również bezpieczeństwa energetycznego. Obecnie polski rynek naftowy uzależniony jest od dostaw ropy naftowej z Rosji. Z tego kierunku sprowadzono w ubiegłym roku prawie 94 proc. surowca przerabianego w krajowych rafineriach. Ponad 95 proc. ropy, w którą w I półroczu tego roku zaopatrywał się Orlen, pochodziło właśnie z Rosji. W przypadku należącej do koncernu rafinerii w Możejkach jest to prawie 98 proc. Od rosyjskiej ropy uzależniony jest także Lotos. Gdańska rafineria po trzech kwartałach przerobiła 1,577 mln ton ropy naftowej, z czego ponad 87 proc. stanowiła rosyjska ropa Ural. Pozostałe 13 proc. to w głównej mierze ropa z M. Północnego (Volve) i ta wydobywana jest przez Petrobaltic na Bałtyku (Rozewie). Generalnie rodzime wydobycie, domena Petrobaltiku oraz Polskiego Górnictwa Naftowego i Gazownictwa, stanowi zaledwie 2 proc. przerobu polskich rafinerii. W razie problemów z importem ropy starczałoby jedynie na siedem dni rafinacji.