Upstream – segment poszukiwawczo-wydobywczy dziś i jutro

wnp.pl (Piotr Apanowicz)
Fot. Fotolia

Polskie firmy przez lata nie były w stanie przełamać finansowej bariery wejścia na rynek poszukiwawczo-wydobywczy. Kiedy wreszcie zaczęły odnosić na tym polu pierwsze sukcesy, okazało się, że rentowność tego segmentu rynku naftowego, choć wciąż wysoka, nie jest już tak legendarna jak jeszcze kilka lat temu.

Rentowność i perspektywy rozwoju tego sektora były jednymi z głównych zagadnień sesji "Upstream - segment poszukiwawczo-wydobywczy dziś i jutro", zorganizowanej w ramach VI Europejskiego Kongresu Gospodarczego, który odbył się w dniach 7-9 maja br. w Katowicach.

GALERIA (20 zdjęć)



- Historycznie rentowność działalności poszukiwawczo-wydobywczej rzeczywiście była bardzo wysoka, ale te naprawdę wielkie pieniądze w tym sektorze skończyły się jakieś pięć-sześć lat temu - ocenił Jacek Libucha, partner w The Boston Consulting Group. Jego zdaniem w ostatnich piętnastu latach średni zwrot z zainwestowanego kapitału w segmencie upstream był wyższy niż w innych segmentach działalności firm paliwowych, a także najwyższy ze wszystkich branż przemysłu ciężkiego, takich jak chemia czy energetyka. - Jednak sytuacja zmieniła się po roku 2008. Do tego czasu przeciętne zwroty, w zależności od wielkości firmy i regionu, w którym operowała, kształtowały się na poziomie 20-30 proc. W drugim okresie to już nie więcej niż 10-20 proc. - szacował Jacek Libucha.



W jego ocenie głównym powodem tego stanu rzeczy jest fakt, że do momentu wybuchu kryzysu finansowego w 2009 roku cena ropy naftowej systematycznie i dynamicznie rosła. W konsekwencji, biorąc pod uwagę fakt, że proces zagospodarowywania złóż naftowych trwa zazwyczaj minimum 5-6 lat, a czasami znacznie dłużej, inwestorzy, którzy tworzyli biznes plan eksploatacji danego złoża zakładając cenę ropy na poziomie np. 30-40 USD za baryłkę, w momencie faktycznego rozpoczęcia wydobycia budzili się w rzeczywistości z ceną rzędu np. 60-70 USD za baryłkę. - Ta sytuacja zmieniła się diametralnie po wybuchu kryzysu, kiedy ceny ropy najpierw drastycznie spadły, z ponad 140 USD do poniżej 60 USD za baryłkę, a następnie ustabilizowały się na poziomie około 100 dolarów - wyjaśnił przedstawiciel BCG. - W efekcie w tym drugim okresie znacznie ważniejsze od samego faktu bycia w tej branży stało się to, jak się ten biznes robi. Nie jest już tak, że wszyscy bez wyjątku są wygrani. Nadal są zdecydowani zwycięzcy, ale można też już znaleźć takich, którym się nie powiodło.



- Rzeczywiście wygląda na to, że rentowność tego sektora zmniejszyła się w ostatnich latach, widać to choćby po tym, jak firmy upstreamowe liczą się z pieniędzmi jeśli chodzi o kupowanie usług zewnętrznych - potwierdził Tomasz Minkiewicz, partner w firmie CMS. Zastrzega przy tym, że upstream to bardzo szczególny biznes, w którym relatywnie dużo zależy od szczęścia. - Dlatego ci, którym się nie powiodło, niekoniecznie musieli zrobić coś fundamentalnie źle jeśli chodzi o sposób zarządzania ryzykiem, wydawania pieniędzy czy prowadzenia projektu, czasami po prostu nie trafili na odpowiednie miejsce - mówił.



Bohdan Bartoszewicz, dyrektor biura finansów spółki Orlen Upstream, przytoczył anegdotę, w której zapytano Johna Rockefellera jaki jest najlepszy biznes na świecie. Odpowiedział, że dobrze prowadzony i dobrze zarządzany biznes naftowy. Na pytanie jaki jest następny w kolejności najlepszy biznes na świecie, stwierdził natomiast, że źle prowadzony i źle zarządzany biznes naftowy. - To pokazuje kontekst mityczności stóp zwrotu w tym biznesie - mówił przedstawiciel Orlen Upstream. Zastrzega jednak, że historyczne analizy rentowności upstreamu nie będą kompletne, jeśli nie będą uwzględniały drugiej strony medalu, czyli poziomu ryzyka, jakie trzeba podjąć.



W swoich analizach dotyczących spodziewanej rentowności inwestycji w poszukiwania i wydobycie, spółka Orlen Upstream oparła się na kursach akcji spółek z tego segmentu, notowanych na londyńskiej giełdzie. Na potrzeby analizy spółki te zostały podzielone na podmioty stricte poszukiwawcze oraz takie ze zdywersyfikowanym portfolio, zawierającym zarówno aktywa poszukiwawcze, jak i produkcyjne. Co się okazało? Spółki poszukiwawcze mogą dostarczyć nawet 600-700 proc. zwrotu z kapitału zainwestowanego na giełdzie w ciągu ostatnich trzech lat, ale jednocześnie aż 40 proc. firm z tej grupy straciło na wartości i nie zapewniło nawet odzyskania zainwestowanego kapitału. Z kolei spółki zdywersyfikowane zapewniały średnio ok. 30 proc., a maksymalnie 80 proc. rentowności w ciągu trzech lat, ale jedynie 13 proc. z nich straciło na wartości. - To pokazuje skalę możliwości, ale jednocześnie ryzyka, jakie należy podjąć - podkreślił Bohdan Bartoszewicz.



Do myślenia daje również porównanie dwóch liczb. W 2000 roku na świecie działało ok. 500 spółek poszukiwawczo-wydobywczych, a w roku 2011 było ich już ponad tysiąc. Jednocześnie w trakcie tej dekady globalne rezerwy ropy naftowej zwiększyły o ponad 800 mld baryłek.



- W kwestii rentowności najlepiej odwołam się do konkretów. W przypadku dwóch rynków, na których już prowadzimy wydobycie, rentowność operacyjna netto sięga 60 proc. w przypadku Tunezji i 75 proc. w przypadku Ukrainy - powiedział Jakub Korczak, wiceprezes ds. relacji inwestorskich, dyrektor operacji w Europie Środkowo-Wschodniej firmy Serinus Energy. Zastrzegł, że w tym drugim przypadku doszło ostatnio do obniżki ceny, co jednocześnie pokazuje element ryzyka, które należy brać pod uwagę.



Zbigniew Paszkowicz, wiceprezes Grupy Lotos ds. poszukiwań i wydobycia, zwrócił uwagę, że jedynym elementem wspólnym segmentów upstream i downstream (działalność rafineryjna) jest ropa naftowa. - Całość wiedzy, kompetencji i umiejętności zarządzania ryzykami w tych dwóch rodzajach działalności jest zupełnie odmienna - przekonywał. - Dlatego dla firmy mającej korzenie rafineryjna decyzja o wejściu w segment upstream zawsze będzie bardzo trudna.



Jego zdaniem, żeby skorzystać z tych relatywnie wysokich marż, jakie wciąż zapewnia sektor wydobywczy, trzeba najpierw zdobyć kompetencje i doświadczenie, bez których osiągnięcie sukcesu na tym rynku byłoby praktycznie niemożliwe.



Zbigniew Paszkowicz podał, że gdańska rafineria Grupy Lotos, która od zakończenia programu inwestycyjnego 10+ należy do najefektywniejszych zakładów tego typu w Europie, w dzisiejszych warunkach makroekonomicznych jest w stanie generować marżę na przerobie ropy na poziomie 4-5 dolarów na baryłce. Dla porównania średnia marża na prowadzonej przez Grupę Lotos działalności wydobywczej sięga 80-90 dolarów na baryłce. - Jednak prowadzenie zrównoważonej działalności, polegającej na rozwijaniu obu tych segmentów daje nam komfort bezpieczeństwa w przypadku zawirowań na rynku ropy, jak w nieodległym roku 2008, kiedy cena ropy w ciągu kilku miesięcy spadła o niemal 100 dolarów. Kiedy ceny ropy szybują, szczególnie dochodowa jest działalność wydobywcza, ale kiedy spadają, rośnie rentowność przerobu ropy, co stabilizuje sytuację firmy - zapewnił.



Jacek Libucha podkreślił, że relatywnie najlepiej z ryzykami w branży poszukiwawczej są w stanie radzić sobie najwięksi gracze, którzy mają historyczną przewagę w postaci tzw. legacy portfolio, czyli olbrzymich aktywów wydobywczych, przynoszących zyski liczone w miliardach dolarów, co pozwala takim podmiotom wykorzystywać efekty skali. - Jeśli wiemy, że średnio jeden na pięć odwiertów ma charakter komercyjny, to wcale nie znaczy, że jeśli dokonamy pięciu odwiertów, zyskujemy pewność, że z jednego z nich popłynie ropa - tłumaczył. - Za to jeśli takich odwiertów jesteśmy w stanie realizować dziesiątki i setki, ta statystyka zaczyna działać.



Według niego duzi gracze lepiej też znoszą porażki poszukiwawcze, które są nieodzowną częścią tego biznesu, bo ich pozostałe aktywa bronią ich przed przewróceniem firmy. Małe podmioty, które dopiero zaczynają przygodę z upstreamem, często o takim komforcie mogą jedynie pomarzyć.



- Weryfikacja ryzyka w procesach wydobywczych powinna się odbywać na podstawie oceny tego ryzyka na wszystkich etapach inwestycji - uważa Jan Talaśka, wiceprezes DNV GL Polska. - Rozpoczyna się od weryfikacji zgodności projektu z obowiązującymi przepisami i regulacjami, ale to jedynie podstawa, w kolejnym kroku trzeba pójść dalej i skorzystać z tzw. rekomendowanych praktyk, co zwiększa bezpieczeństwo i zmniejsza ryzyko realizacji projektu.



Jego zdaniem podstawą jest, aby ten proces weryfikacji ryzyk miał charakter ciągły. - To samo zdarzenie na różnych etapach projektu może mieć zupełnie inny wpływ na całe przedsięwzięcie - przekonywał. Według niego najpopularniejszy sposób na rozłożenie ryzyka w projektach upstream, czyli wspólne przedsięwzięcia w tym obszarze, z jednej strony rzeczywiście pozwalają na obniżenie ryzyka finansowego, ale z drugiej strony, z racji tego, że prowadzą zazwyczaj do zwiększenia liczby odwiertów, tak naprawdę powiększają liczbę możliwych do napotkania ryzyk.



- Krokiem milowym w historii segmentu upstream było rozpoczęcie wydobycia gazu łupkowego w Stanach Zjednoczonych, co ma wielki wpływ na cały sektor wydobywczy na świecie - przekonywał Andreas Golombek, prezes spółki Air Liquide Global E&C Solutions Poland. - W ostatnim czasie obserwujemy zdecydowanie większy ruch inwestycyjny w kierunku przerobu gazu ziemnego niż w kierunku przerobu ropy naftowej. To nie pozostanie bez wpływu na biznes naftowy na całym świecie, bo upstream z natury rzeczy jest tematem globalnym.



Eksperci zgodzili się, że ewentualne kolejne załamanie notowań ropy naftowej nie zmieniłoby diametralnie sytuacji na rynku wydobywczym. - Z pewnością "wycięte" zostałyby projekty o marginalnej rentowności, ale to z kolei ograniczyłoby podaż surowca na rynek, co stanowiłoby impuls do wzrostu cen - uważa Bohdan Bartoszewicz. Według niego notowana w ostatnich latach dynamika dodawania nowych zasobów do światowych rezerw węglowodorów zapewnia coś w rodzaju stabilizacji czy samoregulacji tego rynku, z uwagi na dużą elastyczność po stronie podażowej i relatywnie niewielką po stronie popytowej.



Podobnego zdania był Zbigniew Paszkowicz. - Przy ewentualnym spadku cen ropy część projektów wydobywczych zostałaby wstrzymana, ale nie sądzę, że trwale, raczej zostałyby one zamrożone do czasu ponownego wzrostu notowań powyżej 100 dolarów za baryłkę - stwierdził. Jak dodał, przy schłodzeniu koniunktury spadłyby również ceny usług związanych z zagospodarowywaniem złóż, co pozwoliłoby obniżyć koszty firm wydobywczych i w konsekwencji być może gwarantowałoby kontynuację części projektów mimo obniżonej ceny ropy.



Odnosząc się do ambitnych planów rozwoju zagranicznego wydobycia przez polskie firmy, Jerzy Stopa z Katedry Inżynierii Naftowej na Wydziale Wiertnictwa Nafty i Gazu Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie zwrócił uwagę, że krajowe firmy powinny większą wagę przykładać do wydobycia na terenie Polski. - Pamiętajmy, że globalna efektywność złóż ropy naftowej wynosi przeciętnie 20-30 proc. - mówił. - To oznacza, że złoża, które dawno temu porzuciliśmy jako wyeksploatowane, nadal zawierają 70-80 proc. pierwotnych zasobów geologicznych.



Jerzy Stopa przypomniał, że badania dotyczące ewentualnego wznowienia produkcji z wyeksploatowanych złóż trwają na całym świecie, bo przy obecnym poziomie technologii i dzisiejszych cenach ropy ponownie staje się to opłacalne. - To samo zaczyna się dziać w Polsce, a pamiętajmy, że w przypadku tego typu złóż eliminujemy normalnie występujące ryzyko poszukiwawcze do zera, bo mamy wszak pewność, że te zasoby tam są. Tą drogą od wielu lat idą firmy w Stanach Zjednoczonych i powinniśmy je pod tym względem naśladować - mówił.

> POWRÓT DO KATALOGU


PREZENTACJE

  • Specjalizujemy się w tworzeniu zintegrowanych rozwiązań w obszarze komunikacji biznesowej.