Działalność Grupy ORLEN w segmencie Wydobycie

Po nabyciu w listopadzie 2013 roku kanadyjskiej spółki TriOil Resources, Grupa ORLEN dołączyła do grona producentów ropy i gazu. Pozyskanie w czerwcu 2014 roku aktywów spółki Birchill Exploration pozwoliło zwiększyć łączne zasoby 2P (pewne i prawdopodobne) Koncernu na koniec 2014 roku do poziomu około 49,5 mln boe ropy i gazu.

Podstawowe dane finansowo – operacyjne segmentu Wydobycie

SEGMENT WYDOBYCIE, mln PLN201420132012zmianazmiana %
12355=(2-3)6=(2-3)/3
Przychody segmentu 298 17 1 281 1652,9%
Koszty segmentu (271) (48) (27) (223) 464,6%
Pozostałe przychody/koszty operacyjne netto 1) (319) (7) 0 (312) (4457,1%)
Zysk/(Strata) operacyjna powiększona o amortyzację (EBITDA) przed odpisami aktualizującymi 152 (32) (24) 184 -
Zysk/(Strata) operacyjna powiększona o amortyzację (EBITDA) (170) (32) (24) (138) (431,3%)
Zysk/(Strata) operacyjna przed odpisami aktualizującymi 30 (38) (26) 68 -
Zysk/(Strata) operacyjna (292) (38) (26) (254) (668,4%)
Nakłady inwestycyjne 499 304 124 195 64,1%

1) Obejmują odpisy aktualizujące wartość aktywów trwałych ujęte w 2014 roku w wysokości (-) 322 mln PLN dotyczące aktywów Grupy ORLEN Upstream.

Otoczenie rynkowe

Według raportu „World Energy Outlook 2014” Międzynarodowej Agencji Energii, w 2035 roku globalny popyt na energię będzie prawie dwukrotnie większy niż w roku 1990, a popyt na gaz i ropę będzie stanowił ponad 50% zapotrzebowania ogółem.

Globalny popyt na energię w latach 1990-2035 [mld toe].1)

Wykres: Globalny popyt na energię w latach 1990-2035 [mld toe].1)

1)Toe – tona oleju ekwiwalentnego

Źródło: IEA.

Obecnie ropa naftowa pozostaje najważniejszym źródłem energii, jednak produkcja ze źródeł odnawialnych rośnie w szybkim tempie. Jak prognozują autorzy raportu „World Energy Outlook 2014” globalny popyt na ropę naftową, mimo znacznego wzrostu udziału gazu ziemnego i produkcji ze źródeł odnawialnych, będzie nadal wzrastał a tempo tego wzrostu w roku 2030 wyniesie 0,3% w ujęciu rocznym. Do roku 2020 światowy wzrost popytu na ropę naftową może sięgnąć nawet dodatkowych 6 mln baryłek dzienne w porównaniu ze stanem na koniec 2013 roku. Największe zapotrzebowanie na ropę naftową jest i będzie generowane przez gospodarki Chin, Indii i Środkowego Wschodu. Głównymi sektorami gospodarki przyczyniającymi się do wzrostu popytu na ten surowiec w latach 2012-2035 będą transport oraz przemysł petrochemiczny, które w 2035 roku będą stanowić odpowiednio 58,3% oraz 15,7% łącznego popytu na ropę naftową.

Globalny popyt na ropę naftową w wybranych krajach spoza OECD [mld toe].

Wykres: Globalny popyt na ropę naftową w wybranych krajach spoza OECD [mld toe].

Źródło: World Energy Outlook 2014.

Według Międzynarodowej Agencji Energii gaz ziemny jest surowcem, którego znaczenie w światowej konsumpcji paliw będzie systematycznie rosło. W okresie od 1990 do 2012 roku globalna konsumpcja gazu ziemnego wzrosła o ponad 70% do poziomu 2,8 mld toe.

Gaz ziemny, obok ropy naftowej, jest głównym paliwem wykorzystywanym przez państwa Unii Europejskiej. Wg prognoz Międzynarodowej Agencji Energii udział gazu ziemnego w strukturze konsumpcji energii pierwotnej wzrośnie z 21% w 2012 roku do około 23% w 2035 roku, a roczna konsumpcja gazu ziemnego w Europie w latach 2012-2035 zwiększy się o 88 mld m3 do 595 mld m3 w 2035 roku, przy szacowanym średnim wzroście popytu na gaz w wysokości 0,7% rocznie.

Koncerny paliwowe dostrzegają rosnącą rolę gazu, którego udział w wolumenie wydobywanych węglowodorów w perspektywie 2015 roku może sięgnąć 41%. Źródłem wzrostu mogą być również akwizycje mniejszych podmiotów w obszarze złóż niekonwencjonalnych. Duże znaczenie we wzroście wykorzystania gazu ziemnego w globalnym mixie energetycznym wywarła tzw. rewolucja łupkowa w Stanach Zjednoczonych. Udział produkcji gazu ziemnego z pokładów niekonwencjonalnych może stanowić nawet 24% światowego wydobycia gazu w 2030 roku.

Produkcja gazu łupkowego i jego udział w światowym wydobyciu [mld m3,%].

Wykres: Produkcja gazu łupkowego i jego udział w światowym wydobyciu [mld m3,%].

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych IEA, BCG.

Mapa największych złóż gazu niekonwencjonalnego

Schemat: Mapa największych złóż gazu niekonwencjonalnego

Schemat: Mapa największych złóż gazu niekonwencjonalnego

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych IEA, BCG.

Polski „pas łupkowy” rozciąga się od wybrzeża, między Słupskiem a Gdańskiem, w kierunku Warszawy, aż po Lublin i Zamość do granicy polsko-ukraińskiej. Potencjalne złoża „gazu łupkowego” mogą znajdować się na głębokościach od 1200–2500 m w północnej części tego pasa do 2500–4500 m w jego części południowej. Zagospodarowanie złóż gazu ze źródeł niekonwencjonalnych polega na wierceniu otworów pionowych a następnie poziomych wielokrotnie szczelinowanych hydraulicznie oraz budowie infrastruktury napowierzchniowej służącej do przygotowania gazu do transportu.

Potencjalne zasoby złóż węglowodorów w Polsce oraz stan prac poszukiwawczych i ciągły rozwój nowych technologii wydobywczych spowodowały konieczność nowelizacji „Ustawy prawo geologiczne i górnicze” oraz uchwalenia nowej „Ustawy o specjalnym podatku węglowodorowym” i przeprowadzenia zmian w „Ustawie o podatku od wydobycia niektórych kopalin” i innych ustawach powiązanych. Nowelizacja ustawy „Prawo geologiczne i górnicze” zakłada uproszczenie procesu przyznawania koncesji poprzez wprowadzenie jednej koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złoża węglowodorów oraz ich wydobywanie ze złóż – nowe brzmienie przepisów obowiązuje od 1 stycznia 2015 roku.

W ramach ww. aktów legislacyjnych od 2020 roku będzie obowiązywać specjalny podatek węglowodorowy od wydobywanych kopalin, m.in. ropy i gazu. Inwestor ma być obciążony rentą surowcową o docelowej wysokości około 40%. Nowy system opodatkowania węglowodorów będzie oparty na następujących instrumentach fiskalnych:

  • opłacie eksploatacyjnej o stałej (w wartościach realnych) kwocie 24 PLN/1000 m3 dla gazu ziemnego oraz 50 PLN/t dla ropy naftowej; wspomniane stawki będą obowiązywać od 2016 roku,
  • specjalnym podatku węglowodorowym o stawce progresywnej od 0-25% zysku z działalności wydobywczej, pobieranym od 2020 roku,
  • podatku od wydobycia niektórych kopalin obliczanym od wartości wydobytego gazu ziemnego (ropy naftowej) jako 3% (6%) wydobytego surowca, pobieranym od 2020 roku,
  • podatku dochodowym od osób prawnych według aktualnych stawek.

Powyższe regulacje zostały wprowadzone na mocy ustawy o specjalnym podatku węglowodorowym z dnia 25 lipca 2014 roku. Ustawa wejdzie w życie z dniem 1 stycznia 2016 roku.

W latach 2009-2012 proces poszukiwań węglowodorów niekonwencjonalnych w tym szczególnie gazu łupkowego rozwijał się w Polsce bardzo dynamicznie. Nasilenie działalności przypadło na rok 2012, kiedy to na rynku działało ponad 20 spółek poszukiwawczo-wydobywczych, a liczba wywierconych otworów w ciągu roku sięgnęła 24.

Wyniki prac poszukiwawczo-rozpoznawczych publikowane przez operatorów w ciągu ostatnich lat znacząco odbiegały jednak od wyników uzyskiwanych w kluczowych obszarach wydobycia węglowodorów niekonwencjonalnych w Ameryce Północnej. W latach 2013-2014 część operatorów podjęła decyzję o wyjściu z polskiego rynku (ExxonMobil, Marathon Oil, Talisman Energy, ENI, Nexen, Total, Mitsui, RAG, Sorgenia, Dart Energy, 3Legs Resources oraz Chevron). Głównym powodem zakończenia projektów poszukiwawczych była zmiana strategii lub koncentracja na innych bardziej perspektywicznych obszarach poszukiwań na świecie.

Wg danych na 1 stycznia 2015 roku Minister Środowiska utrzymywał w mocy 146 koncesji na poszukiwanie i/lub rozpoznawanie złóż gazu ziemnego i ropy naftowej w Polsce, w tym:

  • 51 na poszukiwanie/rozpoznawanie gazu/ropy w złożach konwencjonalnych/niekonwencjonalnych typu tight gas/oil i shale gas/oil,
  • 3 wyłącznie na poszukiwanie i rozpoznawanie gazu/ropy w złożach niekonwencjonalnych,
  • 92 na poszukiwania i rozpoznawanie konwencjonalnych zasobów ropy i gazu oraz metanu z pokładów węgla.

Dla porównania na koniec 2013 roku obowiązywało 218 koncesji.

Jak podaje Ministerstwo Środowiska, do 31 grudnia 2014 roku spółki zajmujące się poszukiwaniem i rozpoznawaniem złóż gazu ziemnego i ropy naftowej w Polsce wykonały 67 odwiertów poszukiwawczych gazu z łupków, w tym: ORLEN Upstream (11 otworów, w tym 4 horyzontalne), Lane Energy (8 otworów, w tym 4 horyzontalne), PGNiG (16 otworów, w tym 2 horyzontalne), Marathon Oil (6 otworów), BNK Petroleum (6 otworów, w tym 1 horyzontalny), San Leon Energy (5 otworów), Talisman Energy (3 otwory), Chevron Corp. (4 otwory), ENI (3 otwory), ExxonMobil (2 otwory) oraz Wisent Oil & Gas / Petrolinvest (3 otwory).

W tym samym czasie również w innych państwach europejskich zagraniczne spółki z sektora E&P wycofały się z poszukiwań (Litwa, Rumunia, Bułgaria, Węgry, Szwecja) lub wstrzymały prace (Ukraina). Biorąc pod uwagę wyniki dotychczasowych prac poszukiwawczo-rozpoznawczych oraz profil ryzyka projektów łupkowych w warunkach niskich cen węglowodorów, należy oczekiwać, że spółki poszukiwawczo-wydobywcze będą dążyć do możliwie maksymalnego ograniczania ekspozycji na najbardziej kosztowne projekty poszukiwawcze obarczone wysokimi ryzykami.

Działalność w 2014 roku

Po nabyciu w listopadzie 2013 roku kanadyjskiej spółki TriOil Resources, Grupa ORLEN dołączyła do grona producentów ropy i gazu. Pozyskanie w czerwcu 2014 roku aktywów spółki Birchill Exploration podwoiło potencjał produkcyjny.

Grupa ORLEN - Wydobycie

Zaktualizowana Strategia Grupy ORLEN na lata 2014-2017 zakłada intensyfikację działalności poszukiwawczo-wydobywczej w celu zagwarantowania dostępu do własnych zasobów ropy i gazu ziemnego. Działania te konsekwentnie zmierzają do zbudowania zdywersyfikowanego portfela projektów poszukiwawczych i wydobywczych. Po nabyciu w listopadzie 2013 roku kanadyjskiej spółki TriOil Resources, Grupa ORLEN dołączyła do grona producentów ropy i gazu. Pozyskanie w czerwcu 2014 roku aktywów spółki Birchill Exploration podwoiło potencjał produkcyjny.

Grupa ORLEN prowadzi projekty poszukiwawczo-rozpoznawcze na złożach konwencjonalnych i niekonwencjonalnych w Polsce oraz projekty wydobywcze w Kanadzie.

Polska

Grupa ORLEN pozostaje jednym z liderów poszukiwań niekonwencjonalnych zasobów gazu w Polsce. Posiada 9 koncesji poszuki­wawczych obejmujących powierzchnię ponad 7 tys. km2. Tereny objęte poszukiwaniami stanowią około 10% wszystkich obszarów, na których prowadzone są poszukiwania gazu niekonwencjonalnego w Polsce.

W ramach projektów niekonwencjonalnych na koniec grudnia 2014 roku zakończono 11 odwiertów, w tym 7 odwiertów pionowych oraz 4 odwierty poziome. W grudniu 2014 roku rozpoczęto również wiercenie kolejnego otworu poszukiwawczego na koncesji Wołomin. W ramach projektów konwencjonalnych na terenie Polski zostały zrealizowane: 2 odwierty rozpoznawcze w ramach projektu Sieraków i 1 odwiert poszukiwawczy w ramach projektu Karbon.

Grupa ORLEN - Obszar poszukiwan weglowodorow w Polsce

Kanada

W Kanadzie, za pośrednictwem TriOil, Grupa ORLEN prowadzi działalność wydobywczą stosując techniki odwiertów horyzontalnych oraz szczelinowania hydraulicznego. W 2014 roku rozpoczęto 36 takich operacji i w efekcie uzyskano średnią produkcję w 4 kwartale 2014 roku na poziomie ponad 8 tys. boe/dzień (baryłek ekwiwalentu ropy dziennie), z czego 50% stanowiły węglowodory ciekłe (ropa oraz kondensat). W czerwcu 2014 roku Grupa ORLEN za pośrednictwem spółki zależnej TriOil nabyła aktywa wydobywcze należące do Birchill Exploration zlokalizowane w obszarze Ferrier/Strachan,  dokonano także połączenia spółek TriOil oraz Birchill, które nastąpiło poprzez przeniesienie całego majątku Birchill do TriOil. Kanadyjska spółka od 1 kwietnia 2015 roku działa pod nazwą ORLEN Upstream Canada, co jest zgodne ze strategią budowania jednolitej tożsamości Grupy ORLEN oraz zwiększy rozpoznawalność marki ORLEN na kanadyjskim rynku. Zakup nowych aktywów wraz z zagospodarowaniem posiadanych licencji skutkował wzrostem rezerw 2P (udowodnione i prawdopodobne) do poziomu 49,5 mln boe.

Grupa ORLEN - Obszar wydobycia weglowodorow w Kanadzie

Transakcja na stabilnym kanadyjskim rynku wpisuje się w określony w strategii PKN ORLEN profil ryzyka. Potwierdzona opłacalność wydobycia oraz wieloletnia działalność zmniejszają ryzyka operacyjne inwestycji. Dodatkowo, skuteczność stosowanych technik wierceń horyzontalnych i hydraulicznego szczelinowania wielosekcyjnego pozwoli na wymianę doświadczeń oraz przeniesienie najlepszych kanadyjskich praktyk na obszar działalności wydobywczej w Polsce. Rynek kanadyjski charakteryzuje się bardzo dobrym dostępem do wysoce rozwiniętych usług wiertniczych i serwisowych, jak również dostępem do wykwalifikowanej kadry posiadającej doświadczenie w zakresie wydobycia zasobów niekonwencjonalnych. Istotne są także stabilne zasady systemu podatkowego oraz przyjazne otoczenie regulacyjne.

PKN ORLEN nie wyklucza kolejnych przejęć złóż za granicą lub nabycia udziałów i współpracy z doświadczonymi partnerami.

Sprzedaz wolumenowa Grupy ORLEN