Polskie spółki szukają ropy

Polskie spółki szukają ropy

Od połowy 2014 r. ceny ropy spadały bardzo szybko. Z wysokości 115 USD w czerwcu tegoż roku pikowały do 29 USD w lutym 2016 r., aby dzisiaj ustabilizować się na poziomie 40 USD. Mamy więc surowiec o 2/3 tańszy niż przez wiele ostatnich lat.

W odwrotnym kierunku poszybował kurs złotego – po uwzględnieniu jego zmian, 2 lata temu ropa kosztowała 2,20 zł za litr, a dzisiaj to zaledwie 1 zł. O ponad połowę tańsza ropa liczona w złotówkach ma znaczenie dla kierowców, rafinerii, ale mniejsze dla krajowego wydobycia. Tutaj sytuacja jest stabilna, prawdziwe problemy istnieją na światowym rynku wydobycia ropy, gdzie polskie firmy są obecne już od kilku lat.

Tak dramatyczny spadek cen ropy spowodowały dwa czynniki. Pierwszy to zakończenie polityki emisji taniego pieniądza przez amerykańską Rezerwę Federalną. Drugi to nadwyżka produkcji ropy, wywołana wieloletnią koniunkturą inwestycyjną, gdy każde złoże opłacało się wiercić i eksploatować. Decyzja OPEC z listopada 2014 r. o odkręceniu zaworów i zalaniu rynku tanią arabską ropą tylko wsparła te dwa podstawowe czynniki.

Amerykanie stworzyli dzisiejszy system w latach 80. ubiegłego wieku, tworząc światowe giełdy towarowe, które wyceniały ropę na trzech globalnych giełdach, a ceny te stanowiły podstawę (benchmark) dla transakcji na całym świecie. To był podstawowy element zbudowanego przez nich globalnego rynku ropy, który do dzisiaj zapewnia bezpieczeństwo dostaw dla krajów zachodu, potrzebujących potężnych ilości tego surowca. Jednak w 1999 r. w USA uchwalono Gramm-Leach-Bliley Act, dający możliwość inwestowania w towary (commodities) graczom finansowym. Dzisiaj to oni dominują na giełdach towarowych, a liczba operacji na instrumentach finansowych („papierowej ropie”) jest tysiące razy większa niż realny obrót ropą. Stąd na rynkach ropy i innych surowców mamy bańki spekulacyjne, zasilane drukowaniem pustego pieniądza i niskimi stopami procentowymi. Ostatnich kilka lat ropy kosztującej ponad 100 dolarów to właśnie taka bańka, która zakończyła się wraz z zakończeniem programów quantitative easing i podniesieniem stóp procentowych przez FED.

Od strony podaży inwestycje w wydobycie przy wartości ropy 100 USD to interes o zyskowności porównywalnej z narkotykami. O ile państwo nie zabierało z ceny zbyt dużo (tak jak w Norwegii czy Rosji), to zyski były niewiarygodne wielkie. Każdy projekt się opłacał, więc inwestowano na potęgę. Po kilku latach intensywnych wierceń i zagospodarowywania złóż stworzyło to sytuację, gdy od ponad roku mamy na rynku strukturalną, trwałą nadwyżkę produktu. Ceny musiały więc spaść i moim zdaniem będzie to trwały, wieloletni trend. Nawet bowiem koniec amerykańskiego boomu łupkowego (w ciągu roku spadek wydobycia o 0,6 mln baryłek – więcej, niż zużywa Polska) nie zdejmuje z rynku tyle towaru, by ceny mogły poszybować w górę.

Przyjrzyjmy się więc, jak na tak głęboko niestabilnym rynku, a dzisiaj przy tak niskich cenach, radzą sobie polskie firmy. Mamy ich 3: PGNiG, Grupa Lotos i PKN Orlen.

PGNiG – krajowa potęga

PGNiG to największy polski producent ropy naftowej i gazu ziemnego, jednak przez ostatnie lata inwestycje w krajowe wydobycie szły firmie bardzo mizernie. Z poważnych przedsięwzięć udało się zakończyć jedynie kopalnię Lubiatów-Międzychód-Grotów w Lubuskiem, który to projekt rozpoczęto w 2005 roku, a ukończono dopiero w połowie 2013. To spowodowało, że nowa inwestycja bardzo krótko korzystała z cenowej koniunktury, a ropę, którą można było wcześniej sprzedawać po 110 USD, teraz sprzedaje po 40 USD. Jak widać time is money.

Strategiczne plany nowego zarządu przewidują rozwój zaangażowania PGNiG w krajowe i zagraniczne wydobycie. A także w projekty, które mają doprowadzić wydobyty w Norwegii gaz do Polski. O ile plany budowy rurociągów są mało realne, o tyle na drodze do rozwinięcia wydobycia w Norwegii będzie stała ekonomia niskich cen. Na Morzu Północnym wielkie koncerny ogłaszają dramatyczne obniżki swoich planów inwestycyjnych. Ogólnie zagraniczne próby inwestycyjne nie są zbyt wielkim sukcesem. Przykładem Libia, gdzie warunki okazały się ekstremalnie trudne. I to warunki polityczne, a nie geologiczne. Polska nie jest na tyle silnym państwem, by ochronić swoje inwestycje w tak trudnych regionach świata. Jednak odpisy spowodowane libijskimi stratami nie pogorszyły znacznie wyników. Porzucono także plany wydobycia w Egipcie.

Podobnie w kraju, gdzie działalność wydobywcza PGNiG to raczej przykład regresu niż rozwoju. Przede wszystkim zasoby, które są udokumentowane i gotowe do rozpoczęcia produkcji z roku na rok systematycznie się kurczą. W 2015 r. spółka miała 106 mld m3 zasobów wydobywalnych, a w ub.r. – jedynie 78 mld m3. Sytuacja z ropą naftową też nie nastraja do optymizmu: jeżeli 10 lat temu w zasobach było 22 mln t, to ostatnio jedynie 18 mln t. Jak widać, spółka nie odtwarza swoich krajowych zasobów, co jest niepokojącym sygnałem, choć dzięki nabytkom udziałów w norweskim szelfie wskaźniki te lekko się poprawiają.

Podobnie jest z wydobyciem: krajowe wydobycie gazu spada (z 4,3 mld m3 w 2011 r. do 4 mld m3 w 2015 r.), jednak uzupełnienie wydobyciem w Norwegii daje w efekcie wzrost produkcji do 4,6 mld m3, gdyż udział zagranicznej produkcji skoczył z zera do 13% w produkcji spółki.

Niskie ceny ropy uderzyły w dochodowość wydobycia PGNiG, gdyż z wyniku operacyjnego (EBIT) wysokości 2 mld zł w 2014 r. spadły do 1,1 mld zł w ub.r. Niestety spółka nie informuje o wynikach finansowych swojej zagranicznej działalności upstream, nie można więc ocenić jej skuteczności w działaniu na rynku międzynarodowym. W listopadzie 2015 r. otworzyła jednak pierwszą za granicą własną kopalnię gazu ziemnego (w innych zagranicznych nie jest operatorem, a jedynie udziałowcem). I to aż w dalekim Pakistanie.

Grupa Lotos

Ostatnie lata nie są najlepsze dla Lotosu. W 2014 r. straty były tak duże, że firma wymagała wsparcia przez właściciela. Minister skarbu państwa Włodzimierz Karpiński był wyrozumiały i zasilił spółkę miliardem zł, aby pokryć straty z pierwszej wyprawy zagranicznej, która skończyła się katastrofalnym blamażem na złożu Yme (1,7 mld zł spisanych inwestycji). Gdy 13 sierpnia poinformowano o podniesieniu kapitału, kurs gdańskiego blue-chipa spadł o 17%. Nic dziwnego – właściciele akcji obawiali się, że wartość spółki po „rozwodnieniu” własności będzie mniejsza. I rzeczywiście obniżyła się na stałe: w pierwszym półroczu 2014 r. oscylowała wokół 33 zł, gdy po ogłoszeniu emisji układa się znacząco poniżej 30 zł.

Lotos wzmocniony podniesieniem kapitału i nowymi kredytami rozszerzył działalność w upstream. Po pierwsze wrócił do Norwegii, by odzyskać środki z inwestycji w Yme, wykorzystując norweską tarczę podatkową, dzięki której można odpisać od podatku 78% środków zainwestowanych w złoża. Jest to możliwe, gdy prowadzi się wydobycie, więc po pierwszych przejęciach udziałów w złożu Heimdal (wydobycie ponad 7 tys. baryłek dziennie) przeprowadzono akwizycję złóż Sleipner (16 tys. boe). Ma to umożliwić odzyskanie znaczącej części kosztów Yme, jednak niskie ceny ropy wydłużają czas tego manewru.

Także Bałtyk doczekał się nareszcie kolejnych inwestycji: Lotos uruchomił wstępną produkcję na złożu B8, które początkowo produkuje 1,5 tys. baryłek dziennie, a docelowo ma osiągnąć 5 tys. baryłek. Polskie i zagraniczne aktywa składają się na łączną produkcję ok. 700 tys. t ropy rocznie. To niewielka część potrzeb Lotosu przetwarzającego 10,5 mln t ropy rocznie.

Finansowo wydobycie jest kulą u nogi Lotosu. Po stratach operacyjnych w 2014 r. wielkości ponad 600 mln zł, w ub.r. straty ograniczono do prawie 60 milionów. Jednak pomniejsza to zyski wypracowywane przez rafinerie, a zyski są potrzebne na spłacenie długów zaciągniętych na inwestycje produkcyjne.

PKN Orlen

Polski przebój ostatnich lat – gaz łupkowy – nie cieszy się już łaskami ani mediów, ani polityków. Jak mówi były minister skarbu, „musimy się uzbroić w cierpliwość”. Na tej medialno-politycznej koniunkturze rozwinęła się spółka Orlen Upstream, jednak teraz swoje krajowe plany obniżyła do zera, a aktywność przeniosła za granicę. Dodając do tego rejteradę spółek zagranicznych, o „łupkowej gorączce” możemy rzeczywiście zapomnieć na dobrych kilka lat.

Tak więc Orlen wyruszył za morza. W 2013 r. nabył kanadyjską firmę TriOil Resources, a później wydał 700 mln zł na Birchill Exploration, małą prywatną spółkę, nieupubliczniającą zbyt wielu informacji, zatrudniającą 10 pracowników, wydobywającą dziennie 4 tys. baryłek odpowiednika ropy, w tym głównie (60%) gazu ziemnego, poza tym świadczącą usługi przy poszukiwaniach. Orlen Upstream uzupełnił także swoje aktywa wydobywcze, kupując na koniec ub.r. amerykańską FX Energy, która działała w Polsce, i kanadyjską Kicking Horse Energy, która dodała do poprzednich akwizycji produkcję 200 tys. t. odpowiednika ropy rocznie. Łączna wartość obu transakcji wynosi prawie 1,5 mld zł.

Akwizycje te przechodzą właśnie swój wytrzymałościowy crash test na niskie ceny ropy i niewiarygodnie wręcz taniego amerykańskiego gazu (w okolicach 2 USD za MBtu, czyli 70 USD za 1000 m3). Niestety wyniki nie są zachwycające. W 2014 r. Orlen w segmencie poszukiwań i wydobycia (jedyną produktywną działalność prowadzi za granicą) poniósł stratę operacyjną wysokości 292 mln zł, a w 2015 r. strata ta urosła prawie do 1 mld zł (dokładnie 981 mln zł). Na tak wysokie straty w ub.r. złożyła się przede wszystkim utrata wartości złóż w wysokości 429 mln zł z powodu spadku cen lub zaniechania projektów. Nie jest dobrze, przy takich stratach można nie dotrzymać do następnej górki cenowej w ropie i gazie.

Straty? Jakie straty?

Jak widzimy, zagraniczne działania polskich firm w bardzo trudnym, ryzykownym i potrzebującym dużych ilości kapitału sektorze poszukiwań i wydobycia ropy i gazu są narażone na poważne perturbacje przy tak niskich cenach ropy. Szczególnie w warunkach rozspekulowanych, skaczących w górę i spadających cen ropy to zajęcie wyjątkowo ryzykowne. Polskie spółki nie radzą sobie z wyzwaniami światowego rynku ropy i gazu. W kraju są dobrze chronione, nienarażone na ryzyka i konkurencję, ale za granicą wystawione są na grę „w kotka i myszkę” z potentatami, którzy doskonale wiedzą, co to znaczy volatility, jak się zachowywać na odpowiednim etapie cyklu cenowego. Zwykle też w dołku cenowym, gdy nowi grzęzną w stratach, wykupują ich i tanio nabywają atrakcyjne aktywa.

Czy polskie spółki podzielą ten los? Zobaczymy, trudno coś przewidywać, gdyż głównym czynnikiem jest tutaj właściciel, który ma ambicje raczej polityczne niż gospodarcze. Więc wycofać się z tak ważnych inwestycji w dywersyfikację z tak prozaicznego powodu jak straty – po co?

Andrzej Szczęśniak
ekspert rynku ropy i paliw, gazu płynnego i ziemnego, bezpieczeństwa energetycznego i polityki energetycznej