font_preload
PL / EN
Energetyka Energia elektryczna Gaz 8 stycznia, 2014 godz. 8:09   
KOMENTUJE: Paweł Poprawa

Poprawa: Czteropak i PGNiG

Paweł Poprawa

KOMENTARZ

Paweł Poprawa

Instytut Studiów Energetycznych

Współpraca między PGNiG oraz KGHM, PGE, Tauron i Enea na fragmencie koncesji Wejherowo (obszar położony na zachód od Gdańska) był projektem specyficznym, gdyż angażował kapitałowo w poszukiwania i ewentualne wydobycie podmioty nie związane z przemysłem naftowym.

Dla PGNiG fundamentalną korzyścią z tego projektu to możliwość pozyskania środków kapitałowych na intensywniejsze prowadzenie w tym obszarze prac poszukiwawczych. Pojedynczy otwór wiertniczy może kosztować nawet 30-50 mln zł, a na etapie poszukiwań koniecznych jest odwiercenie w tym obszarze kilku czy kilkunastu takich otworów. W przypadku sukcesu poszukiwań nakłady konieczne dla zagospodarowania złoża w obszarze projektu sięgać mogą kilku miliardów zł, co zapewne wykluczało by możliwość samodzielnego wykonania takich prac przez PGNiG. Druga korzyść dla naszego narodowego operatora to przeniesienie części nieuniknionego w tej branży ryzyka poszukiwawczego na partnerów, co jest częstą strategią w przemyśle naftowym. W razie niepowodzenia poszukiwań straty zostaną rozłożone pomiędzy kilka spółek.

Pozostali partnerzy projektu realizują głównie inwestycję kapitałową. Ma ona jednak tylko wtedy sens, o ile stanowi atrakcyjniejszą inwestycję niż inne opcje inwestycyjne danego przedsiębiorstwa. Wśród wad takiej kapitałowej inwestycji jest bardzo duża skala koniecznych nakładów, ryzyko niepowodzenia, a także perspektywa ewentualnych przychodów odłożonych daleko w czasie. Potencjalną zaletą, w przypadku sukcesu prowadzonych prac, są natomiast możliwe duże docelowe przychody.

Problemem dla tych spółek jest zapewne również brak technicznej wiedzy w zakresie poszukiwań i wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej. Ponadto taka forma jednorazowej inwestycji nie pozwala na zarządzanie ryzykiem poszukiwawczym, tj. prawdopodobieństwem strat o skali kilkunastu czy kilkudziesięciu milionów zł w przypadku uzyskania negatywnych wyników pierwszych prac. Przedsiębiorstwa naftowe ryzyko to zwykle ograniczają budując model biznesowy oparty na co najmniej kilku równoległych inwestycjach o odmiennej charakterystyce i strukturze ryzyka, z których statystycznie co najmniej jedna powinna osiągnąć fazę komercyjnego wydobycia, spłacając jednocześnie straty poniesione w pozostałych projektach. W tym przypadku jednak portfolio inwestycyjne ograniczone do jednego projektu oznacza, że projekt nabrał nieco specyfiki „hazardowej”.

W sumie zaangażowanie się kontrolowanych przez państwo spółek KGHM, PGE, Tauron i Enea we współpracę z PGNiG spełniało po części rolę kapitałowego subsydiowania poszukiwań gazu łupkowego w Polsce, które jest wciąż jednym z kluczowych projektów dla polskiej energetyki.