Najlepszy moment na zakupy złóż ropy i gazu już minął, ale może być jeszcze drożej. Lotos i PGNiG powinny więc się pośpieszyć.
Reklama



PGNiG i Lotos, które zajmują się głównie sprzedażą i przerobem surowców energetycznych kupowanych od dostawców zagranicznych, coraz bardziej interesują się własnym wydobyciem.
Firmy nastawiają się przede wszystkim na zakupy złóż na szelfie norweskim. – To wymaga zainwestowania sporych środków, zwłaszcza że nie będzie to jeden zakup. Analizujemy inwestycje w zestaw złóż. Decyzje w tym obszarze mogą zapaść w każdym momencie. Rozmowy prowadzimy cały czas – mówił dwa tygodnie temu w wywiadzie dla DGP Maciej Woźniak, wiceprezes PGNiG.
Intensywny rozwój wydobycia zapowiadał w ubiegłym roku także szef Lotosu Marcin Jastrzębski. Jako cele wskazywał szelfy norweski i brytyjski na Morzu Północnym. Informował, że z budowaniem portfela trzeba się spieszyć, bo gdy czas taniej ropy i gazu minie, inwestycje nie będą już tak opłacalne.
Jakie są efekty tych starań? Norweski resort ropy i energetyki, który w najnowszym rozdaniu oferował 75 koncesji, przydzielił Lotosowi i PGNiG po dwie licencje poszukiwawczo-wydobywcze. Spółkom przypadły mniejszościowe udziały (od 22 do 30 proc.). Lotos otrzymał koncesje na Morzu Północnym, a PGNiG na Morzu Norweskim. Po przyjęciu nowych licencji w Norwegii ich liczba w portfelu Lotosu wzrośnie do 28, a PGNiG do 21.
Wyczekiwanych transakcji, które zasadniczo zmieniłyby pozycję krajowych firm, wciąż jednak nie ma. – Najlepszy moment na zakupy złóż, gdy ropa kosztowała 40–50 dol. za baryłkę, już minął – ocenia analityk DM BDM Krzysztof Pado (obecnie baryłka europejskiej ropy Brent kosztuje prawie 70 dol.). Do transakcji z udziałem krajowych koncernów wówczas nie doszło. – Może i nie było wielu podmiotów zainteresowanych sprzedażą aktywów, ale jakieś transakcje się odbywały. Być może dostępne złoża nie były dostosowane do oczekiwań PGNiG czy Lotosu pod względem wielkości, jakości czy profilu ryzyka – mówi Pado.
Lotos dodatkowo może wykazywać się dużą ostrożnością przy zakupach, bo ma za sobą złe doświadczenia ze złożem Yme. Wydał na nie 2 mld zł, nie uzyskując ani baryłki ropy. Spółka ma 20 proc. udziałów w złożu i zastanawia się, czy zachować ten status. Decyzja ma zapaść w pierwszym kwartale.
Szacowane zasoby wydobywalne Yme, przypadające na spółkę, to ok. 13 mln baryłek ropy, wartych według bieżących cen ok. 3,1 mld zł. Rozpoczęcie produkcji planowane jest w pierwszej połowie 2020 r. Jak wynika z nowego planu rozwoju złoża, Lotos musiałby wydać na nie kolejnych 700 mln zł. To prawie dwa razy więcej, niż zakładane w strategii na ten cel 375 mln zł. Być może jednak spodziewane zwyżki cen ropy skłonią spółkę do pozostania na złożu.
Drożejąca ropa i wzrost cen aktywów wydobywczych to niejedyne argumenty za przyspieszeniem zakupów. Jest to ważne również w kontekście planowanego gazociągu Baltic Pipe, który ma połączyć nasz system ze złożami w Norwegii. PGNiG zarezerwował w nim przepustowość – wartość tego zobowiązania w latach 2022–2037 wynosi 8,1 mld zł.
Gazowa spółka zamierza transportować rurociągiem surowiec kupowany od innych producentów, ale też z własnych złóż. PGNiG zapowiadał, że chce zwiększyć tamtejsze wydobycie przynajmniej do 2,5 mld m sześc. w 2022 r. (obecnie to 0,5–0,6 mld m sześc.). – Posiadanie własnych rezerw gazu w tym regionie jest kluczowe, by później tę infrastrukturę wykorzystywać na założonym poziomie – informuje Paweł Poprawa, ekspert z Instytutu Studiów Energetycznych.
Własna produkcja na Morzu Północnym ma znaczenie o tyle, że jest to obszar od dawna przebadany i eksploatowany. – Jest więc ryzyko, że w przyszłości wydobycie będzie stopniowo spadać. Choć to w nieco większym stopniu dotyczy ropy naftowej niż gazu – dodaje Poprawa.