Orlen na zakupach. Produkcja gazu rośnie

Wzrost produkcji w Norwegii od początku był jednym z głównych celów firmy. Własne wydobycie jest gwarantem dostaw węglowodorów. Słuszność tej tezy potwierdziły wydarzenia ostatnich lat. Wojna w Ukrainie ostatecznie przekreśliła Rosję jako wiarygodnego dostawcę surowców. Europa była zakładnikiem Wschodu już wcześniej. W 2021 r. Gazprom wdrożył politykę handlową, która doprowadziła do dynamicznego wzrostu cen gazu na rynkach – ograniczył transakcje na rynku spot w sytuacji wzmożonego zapotrzebowania na surowiec.

Również Polska mocno odczuła skutki uzależnienia od Rosji w minionych latach. Przez długi czas nie miała alternatywy, Gazprom wykorzystywał tę sytuację, sprzedając nam surowiec po zawyżonych cenach, dużo drożej niż na przykład Niemcom, mimo że trasa przesyłu była tu krótsza. Dlatego zaczęto rozbudowywać infrastrukturę, by umożliwić zakup gazu od innych dostawców. Dziś mamy rozbudowaną sieć połączeń gazowych z krajami ościennymi, terminal w Świnoujściu i gazociąg Baltic Pipe łączący złoża w Norwegii z polską siecią przesyłową.

Inwestowanie we własne złoża, jest – obok dywersyfikacji dostaw – sposobem na uniezależnienie się od nieuczciwych dostawców. Północ wydaje się najbardziej naturalnym kierunkiem rozwoju ze względu na stabilny system polityczny Norwegii, przejrzystość zasad, przewidywalność, jeśli chodzi o prowadzenie działalności w tym kraju i istniejący od zeszłego roku gazociąg Baltic Pipe o rocznej przepustowości ok. 10 mld m sześc., którym gaz może płynąć bezpośrednio do Polski.

Duży może więcej

Wcześniej działalność na Szelfie prowadziły niezależnie od siebie spółki: Lotos (od 2007 r.) oraz PGNiG (od 2012 r.). Po fuzji z Orlenem produkcja na Północy została połączona w jednym podmiocie – PGNiG Upstream Norway. Proces został sfinalizowany w maju tego roku. Norweska spółka Orlenu zapowiada dalszy rozwój i zwiększanie potencjału wydobywczego, tym bardziej że po włączeniu aktywów Lotosu i PGNiG w jeden podmiot pozycja firmy jeszcze się poprawiła.

Prace inwestycyjne toczą się cały czas. W czerwcu tego roku spółka otrzymała wraz z partnerami koncesyjnymi zgody na zagospodarowanie ośmiu złóż. W październiku ruszyło wydobycie z pierwszych otworów produkcyjnych złoża Tommeliten Alpha, w którym posiada 42 proc. udziałów. W szczytowym momencie produkcji ze złoża tego będzie wydobywane 0,5 mld m sześc. gazu rocznie.

Firma poszukuje kolejnych aktywów do nabycia. Wspomniany zakup 100 proc. udziałów w KUFPEC Norway, spółce zależnej Kuwait Foreign Petroleum Exploration Company, to druga akwizycja w tym roku. Wcześniej firma kupiła udziały w złożach Sabina i Adriana na obszarze wydobywczym Skarv, których zasoby są szacowane na 38–88 mln baryłek ekwiwalentu ropy.

To nie koniec zakupów

Prezes PGNiG Upstream Norway zapowiadał podczas listopadowej konferencji prasowej Orlenu, że spółka średnio dokonuje jednej akwizycji rocznie. Pozwala to przypuszczać, że kolejny rok przyniesie nowy zakup. Tym bardziej że na Szelfie Norweskim wciąż pojawiają się aktywa na sprzedaż i rozmowy o potencjalnych transakcjach toczą się praktycznie nieustannie. – Musimy przeprowadzić jeszcze kilka, pewnie dwie do czterech akwizycji, by uzyskać kolejne dwa miliardy metrów sześciennych gazu – ocenia Marek Woszczyk, prezes PGNiG Upstream Norway.

Strategia Orlenu do końca dekady zakłada własne wydobycie gazu w grupie na poziomie 12 mld m sześc. rocznie, z czego połowa, czyli około 6 mld m sześc., ma pochodzić z Norwegii. Na chwilę obecną Orlen wydobywa w tym kraju około 3,5 mld m sześc. gazu.

Akwizycja na korzystnych warunkach

Najświeższe przejęcie zostanie sfinalizowane po uzyskaniu niezbędnych zgód urzędowych w Norwegii, co jest spodziewane do końca tego roku. Umowa dotyczy przejęcia wszystkich udziałów w spółce KUFPEC Norway wraz z całym jej majątkiem. Cena została ustalona na 445 mln dol. (na 1 stycznia 2023 r.) i obejmuje wartość przejmowanych złóż oraz pozostałych aktywów KUFPEC Norway, w tym istotne saldo środków pieniężnych.

Orlen zakłada, że wartość środków pieniężnych w przejmowanej spółce przekroczy 200 mln dol. To oznaczałoby szybki zwrot z inwestycji – około półtora roku od chwili rozliczenia transakcji. Środki na akwizycję będą pochodzić w całości z zysków norweskiej firmy Orlenu.

Przejmowana działalność obejmuje między innymi udziały w pięciu złożach, na których polska firma prowadzi już eksploatację – PGNiG Upstream Norway zwiększy swoje udziały w Gina Krog, Sleipner Vest, Sleipner Ost, Gungne i Utgard. A to oznacza dodatkowe synergie. – Przejęliśmy kontrolę w złożach, na których już mamy bezpośrednie udziały, nabyte w wyniku poprzednich transakcji. Gwarantuje to płynną integrację nabytych aktywów, optymalizację kosztów operacyjnych oraz – poprzez skokowy wzrost skali działalności – dostęp do atrakcyjnego finansowania dalszych inwestycji – informował w trakcie konferencji poświęconej nowym nabytkom Daniel Obajtek, prezes Orlenu.

Prezes norweskiej firmy Orlenu szacuje, że produkcja na zakupionych właśnie aktywach przez najbliższe trzy, cztery lata będzie wynosić około 1 mld m sześc. rocznie. W kolejnych latach, co naturalne, zacznie spadać, ale wydobycie będzie realizowane jeszcze długo, do 2033 r. Przejęcie zdecydowanie zwiększa możliwości zaspokojenia zapotrzebowania rynku polskiego oraz całego regionu w oparciu o własne zasoby gazu.

Awans w rankingu firm wydobywczych

Marek Woszczyk podkreślał, że transakcja jest 14. z serii podporządkowanych realizacji celu, jakim jest wzrost własnego wydobycia w Norwegii. Wyróżnia się skalą, jest szczególna również pod tym względem, że grupa przejmuje pełną kontrolę nad kupowaną spółką. Orlen będzie tym samym operował w Norwegii na 19 złożach produkcyjnych. Oprócz tego będzie mieć dziewięć złóż w fazie zagospodarowania, na których trwają intensywne przygotowania do uruchomienia produkcji w przyszłości.

Po sfinalizowaniu zakupu PGNiG Upstream Norway będzie miał ósme miejsce wśród graczy na szelfie norweskim pod względem całkowitej produkcji (ta wyniesie ponad 100 tys. baryłek ekwiwalentu ropy naftowej dziennie), natomiast pod względem produkcji gazu awansuje na siódme miejsce. Po finalizacji tej transakcji grupa będzie posiadać 94 koncesje na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, co gwarantuje jej piąte miejsce wśród firm działających na tym obszarze.

Nie tylko Norwegia

Szelf norweski to główny obszar rozwoju upstreamu, ale niejedyny. Poza zakupami w Norwegii grupa prowadzi wydobycie na niewielką skalę w Pakistanie. Wynosi ono około 300 mln m sześc. rocznie. Gaz jest sprzedawany na miejscu. Od 2013 r. firma ma też koncesje w Kanadzie. Główne tamtejsze aktywa znajdują się w prowincji Alberta. Eksploatacja na tym rynku jest prowadzona głównie ze złóż łupkowych, przy wykorzystaniu odwiertów horyzontalnych i zabiegów szczelinowania hydraulicznego.

Orlen prowadzi też działalność poszukiwawczą w Zjednoczonych Emiratach Arabskich, gdzie prace podzielono na trzy dwuletnie okresy poszukiwawcze, z możliwością przedłużenia o kolejne dwa lata. Produkcja, będąca kolejnym etapem działań na tym terenie, jest przewidziana na 30 lat. Grupa ma też koncesje w Ukrainie, jednak ze względu na działania wojenne prowadzone na terytorium tego kraju prace zostały wstrzymane.

Koncern nieustannie inwestuje też w wydobycie krajowe. Tutejsza produkcja gazu wynosi rocznie około 3,5 mld m sześc. Złoża są już w dużym stopniu wyczerpane, pozostały nieduże, rozproszone pokłady, ale dzięki najnowszym technologiom cyfrowym poprawiana jest efektywność wydobycia. Gaz jest produkowany także w miejscach trudno dostępnych, poza tym złoża są maksymalnie sczerpywane. Polska nie ma zbyt dużych zasobów, dlatego trzeba było nauczyć się dobrze wykorzystywać to, co znajduje się pod ziemią.

Grupa zarządza 52 krajowymi kopalniami ropy naftowej i gazu ziemnego. Większość, bo aż 34, działa w Polsce południowo-wschodniej. Pozostałe są umiejscowione w zachodniej części kraju. Eksploatowane są też złoża gazowe na Bałtyku.

Orlen będzie inwestował w rozwój upstreamu

Strategia Orlenu do 2030 r. zakłada inwestycje na poziomie 320 mld zł. Z tej kwoty 70 mld zł ma trafić na rozwój projektów wydobywczych, które są gwarancją bezpieczeństwa energetycznego Polski. Orlen zakłada, że w 2030 r. EBITDA segmentu wydobywczego ma wynieść 90–100 mld zł, podczas gdy łączna EBITDA całej grupy w tym czasie wyniesie ponad 400 mld zł.

Gaz będzie w Polsce potrzebny jeszcze przez wiele lat. Ma być paliwem przejściowym w transformacji sektora energetycznego i ciepłowniczego. Bez niego zazielenianie energetyki by się nie powiodło. Odnawialne źródła energii są uzależnione od pogody – by zapewnić sprawne działanie systemu elektroenergetycznego w kraju, trzeba je uzupełniać źródłami stabilnymi. Polska będzie stopniowo odchodzić od węgla. A na elektrownie atomowe przyjdzie nam jeszcze przez kilka lat poczekać. Będziemy więc zdani na gaz.

W Polsce zużycie błękitnego paliwa wyniosło w 2022 r. 17 mld m sześc., rok wcześniej było to 20 mld m sześc. W miarę wyłączania kolejnych bloków węglowych zapotrzebowanie na gaz będzie dalej rosło. W 2030 r. może wynieść nawet 28 mld m sześc. Mając to na uwadze, warto zabiegać o dalszy rozwój produkcji.

partner