Aktem prawnym o podstawowym znaczeniu dla działalności w zakresie poszukiwania i wydobycia węglowodorów w Polsce jest Prawo geologiczne i górnicze. Ustawa reguluje kwestie własności kopalin, warunki organizacji i nadzoru prac górniczych i geologicznych, a także odpowiedzialności za szkody wywołane przez ruch zakładu górniczego. Działalność geologiczna i górnicza nadzorowana jest przez organy administracji geologicznej i organy nadzoru górniczego. Zawiera przepisy karne w zakresie niestosowania się do ustawy oraz wielkości graniczne opłat eksploatacyjnych.
1 stycznia weszła w życie ustawa o zmianie ustawy Prawo geologiczne i górnicze, a od maja 2015 r. zaczęły obowiązywać nowe oraz zmienione akty wykonawcze do ustawy. Ustawa nowelizująca wprowadziła szereg istotnych zmian otoczenia regulacyjnego segmentu Poszukiwanie i Wydobycie, m.in.: koncesję zintegrowaną (obejmującą poszukiwanie, rozpoznawanie i wydobywanie węglowodorów), obligatoryjne postępowania kwalifikacyjne, możliwość ubiegania się konsorcjów o udzielenie koncesji, a także znaczące podwyższenie stawek opłat eksploatacyjnych (przy jednoczesnym zachowaniu dotychczasowego systemu stawek dla tzw. złóż marginalnych).
Nowy system koncesyjny może spowodować znaczne spowolnienie działań administracyjnych i doprowadzić do spadku liczby wydawanych koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie węglowodorów w Polsce.
Na mocy nowej ustawy przeprowadzone zostało postępowanie kwalifikacyjne PGNiG, podczas którego Spółka została sprawdzona i oceniona zarówno pod kątem bezpieczeństwa państwa, jak również pod względem posiadanego doświadczenia. Na koniec 2015 r. PGNiG i Lotos Petrobaltic SA, jako jedyni przedsiębiorcy w Polsce, uzyskali pozytywną ocenę z postępowania kwalifikacyjnego. Decyzja ta jest niezbędna do ubiegania się o nowe koncesje na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż węglowodorów oraz wydobywanie węglowodorów ze złoża, które mają być udzielane w 2016 r. w trybie przetargu ogłaszanego z urzędu przez Ministra Środowiska, a także do postępowań o przekształcenie posiadanych przez Spółkę koncesji poszukiwawczo-rozpoznawczych złóż węglowodorów w koncesje zintegrowane.
Według stanu na dzień 31 grudnia 2015 r., PGNiG posiadało następujące koncesje, udzielone na podstawie ustawy Prawo geologiczne i górnicze:
Uchwalona 25 lipca 2014 r. ustawa o specjalnym podatku węglowodorowym wprowadza do polskiego systemu fiskalnego podatek od zysków z działalności wydobywczej węglowodorów oraz rozszerza zakres przedmiotowy ustawy z dnia 2 marca 2012 r. o podatku od wydobycia niektórych kopalin o działalność wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej. Dla PGNiG oznacza to zobowiązanie do wnoszenia podatku od wartości wydobytego surowca (tzw. podatek royalty). Ustawa weszła w życie 1 stycznia 2016 r. Obowiązek zapłaty specjalnego podatku węglowodorowego oraz podatku od wydobycia niektórych kopalin, w zakresie wydobycia gazu ziemnego i ropy naftowej, wchodzi w życie z dniem 1 stycznia 2020 r. Ich wprowadzenie w istotny sposób zwiększy poziom obciążeń podatkowych PGNiG. Może to mieć niekorzystny wpływ na wynik finansowy, a w konsekwencji obniżyć zdolności inwestycyjne Spółki.
Działalność poszukiwacza i eksploatacyjna Grupy PGNiG za granicą regulowana jest przez lokalne ustawodawstwo oraz zawarte umowy (np. EPSA – Exploration and Production Sharing Agreement w Libii).
W Norwegii koncesja reguluje prawa i obowiązki jej posiadacza względem państwa norweskiego. Dokument uzupełnia wymagania określone w prawie naftowym i zawiera szczegółowe warunki współpracy. Przyznaje wyłączne prawa do badania, wiercenia i wydobycia ropy i gazu na obszarze geograficznym objętym koncesją oraz w ramach ustalonego zakresu czasowego. Udziałowcy stają się właścicielami ropy i gazu wydobytych w jej ramach.
Koncesje przydzielane są wyłącznie w oparciu o Rundy Koncesyjne (nie ma możliwości przeprowadzania bilateralnych rozmów, co wymusza konkurencyjność procesu).
W norweskim systemie funkcjonują dwa rodzaje Rund Koncesyjnych: (1) Rundy „numerowane” – w których udostępniane są nowe obszary do poszukiwań (wcześniej niedostępne) – organizowane co 2 lub 3 lata; oraz (2) Rundy APA – w których udostępniane są dojrzałe obszary zwrócone uprzednio przez innych udziałowców (przeprowadzane co roku).
Każda Runda rozpoczyna się od wskazania przez Ministerstwo Ropy Naftowej i Energii otwartych bloków poszukiwawczych (lista sporządzana na podstawie wcześniejszych nominacji spółek i analiz NPD). O koncesje mogą ubiegać się wszystkie spółki – indywidualnie lub w grupach.
Przydział koncesji jest dokonywany przez Ministerstwo w oparciu o ranking aplikacji. Na każdym obszarze zwyciężają najlepsze aplikacje pod względem geologicznym (a nie te z największym programem prac). W interesie Ministerstwa jest pozyskanie najbardziej kompetentnego partnera do prac na danej koncesji.
System podatkowy dla działalności naftowej w Norwegii bazuje na dwóch równoległych reżimach:
Mimo że krańcowa stopa podatkowa od działalności naftowej jest wysoka, efektywna stawka podatkowa jest istotnie niższa, a rozwiązania podatkowe pozwalają na stosunkowo szybki zwrot z inwestycji.
Działalność poszukiwawcza obarczona jest przede wszystkim ryzykiem braku odkrycia złoża, tzw. ryzykiem poszukiwawczym. Oznacza to, że nie w każdym zidentyfikowanym potencjalnym obiekcie złożowym istnieje nagromadzenie węglowodorów spełniające kryteria definicji złoża.
Wielkości zasobów i prognozy wydobycia są obarczone błędami wynikającymi z niedoskonałości sprzętu oraz technologii, które wpływają na jakość uzyskiwanych informacji geologiczno- -złożowych. Niezależnie od stosowanych metod, dane w zakresie ilości i jakości ekonomicznie opłacalnych do eksploatacji zasobów gazu ziemnego i ropy naftowej mają zawsze charakter szacunkowy. Powyższe ryzyko ma szczególne znaczenie z tego względu, że w cyklu produkcji ze złoża okres od rozpoczęcia poszukiwania do udostępnienia złoża do eksploatacji trwa 6-8 lat, a wydobycie z tego złoża zamyka się w okresie 10-40 lat. Każda ujemna korekta wielkości zasobów czy wielkości wydobycia może prowadzić do zmniejszenia przychodów, a przez to wpłynąć negatywnie na wyniki ekonomiczne Grupy PGNiG.
Zarządzanie ryzykiem następuje poprzez uwzględnienie w ocenach ekonomicznych projektów poszukiwawczych zarówno prawdopodobieństwa sukcesu poszukiwawczego, jak i różnych poziomów zasobów wydobywalnych (P90, P50 i P10) reprezentujących oczekiwany rozkład prawdopodobieństwa wielkości zasobów.
Ryzykiem związanym z poszukiwaniem niekonwencjonalnych złóż gazu w Polsce jest brak potwierdzonych zasobów gazu łupkowego (shale gas) oraz gazu zaciśniętego (tight gas). W przypadku potwierdzenia występowania zasobów geologicznych istnieje ryzyko, że eksploatacja będzie nieopłacalna z powodu niewystarczającego poziomu wydobycia gazu oraz wysokich nakładów inwestycyjnych na wiercenia otworów i budowę kopalni. Ponadto istotnym czynnikiem jest utrudniony dostęp do obszarów występowania niekonwencjonalnych złóż gazu, ze względu na przepisy prawa w zakresie ochrony środowiska oraz możliwości uzyskania zgód właścicieli gruntów na wejście w teren.
Uzyskanie koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, przy uwzględnieniu przepisów prawa krajowego, trwa od jednego do półtora roku. W działalności zagranicznej okres oczekiwania na ratyfikowanie kontraktu po wygraniu przetargu na koncesje może trwać nawet dwa lata. Ponadto przed rozpoczęciem prac terenowych Spółka jest zobowiązana m.in. do uzyskania podstaw formalno-prawnych na wejście w teren, spełnienia wymogów w dziedzinie ochrony środowiska i niekiedy ochrony stanowisk archeologicznych oraz przeprowadzania przetargów na wykonawcę prac, co powoduje, że do momentu podpisania umowy z wykonawcą upływa kolejnych kilka miesięcy. Nierzadkie są również przypadki długiego oczekiwania na odprawy celne importowanego sprzętu.
Przeszkody w aspekcie formalno-prawnym, często niezależne od PGNiG, są czynnikami istotnie opóźniającymi działania inwestycyjne i wejście w teren z pracami budowlanymi, co przekłada się na zwiększone ryzyko związane z niedoszacowaniem nakładów na prace inwestycyjne.
Ryzyko zarządzane jest poprzez stały monitoring statusu projektu oraz podejmowanie przez Operatora koncesji niezbędnych działań zaradczych.
Na kapitałochłonność prac poszukiwawczych mają wpływ ceny nośników energii oraz materiałów. Koszty prac poszukiwawczych są szczególnie wrażliwe na poziom cen stali, które przekładają się na ceny rur okładzinowych i wydobywczych, stosowanych w pracach wiertniczych. Wzrost cen energii i materiałów powoduje wzrost kosztów prac poszukiwawczych. W celu obniżenia kosztów prac wiertniczych PGNiG wprowadziło w 2011 r. system daily rate przy wyborze wykonawców tych prac.
Zarówno w kraju, jak i za granicą istnieje ryzyko wystąpienia konkurencji ze strony innych firm w zakresie nabywania koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż. Niektórzy konkurenci Grupy PGNiG, zwłaszcza działający globalnie, posiadają silną pozycję rynkową oraz większe niż Grupa PGNiG zasoby finansowe. W rezultacie istnieje prawdopodobieństwo, że firmy te będą w stanie nabyć koncesje o dobrych perspektywach poszukiwawczych, oferując lepsze warunki, niż pozwalają na to zasoby finansowe i ludzkie Grupy PGNiG. Przewaga ta jest szczególnie istotna na arenie międzynarodowej.
W państwach, w których Grupa PGNiG prowadzi działalność poszukiwawczą, istnieje szereg ryzyk mogących bezpośrednio wpłynąć na ograniczenie, zawieszenie lub nawet zaprzestanie działalności poszukiwawczo-wydobywczej. Należą do nich: ryzyko konfliktów zbrojnych oraz ataków terrorystycznych, ryzyko destabilizacji społecznej i politycznej, ryzyko wybuchu konfliktów wewnętrznych i niepokojów społecznych.
W 2011 r. w związku z wystąpieniem siły wyższej wycofano z Libii wszystkich, poza miejscowymi, pracowników POGC-Libya B.V. Wznowienie prac nastąpiło w drugiej połowie 2012 r. Ponownie siła wyższa została zgłoszona w styczniu 2014 r. Wszyscy Polacy pracujący na koncesji Murzuq 113 zostali ewakuowani do Polski. Sprzęt został zabezpieczony i pozostał pod ochroną libijskich sił rządowych oraz pod nadzorem libijskich podwykonawców.
W Pakistanie, w 2014 r. z powodu ataków w rejonie wiercenia otworu poszukiwawczego Rizq-1, PGNiG dwukrotnie przerywało prace i zgłaszało wystąpienie siły wyższej. Prace na otworze Rizq-1 zostały wznowione w grudniu 2014 r.
Eksploatowane przez Grupy PGNiG złoża węglowodorów znajdują się często na dużych głębokościach, co związane jest z występowaniem w nich bardzo wysokich ciśnień, dodatkowo wiele złóż w składzie chemicznym zawiera siarkowodór. Powyższe czynniki stanowią podwyższone ryzyko wystąpienia erupcji lub wycieku węglowodorów, co z kolei może powodować zagrożenie dla ludzi (pracowników i okolicznych mieszkańców) i środowiska naturalnego, a także urządzeń produkcyjnych.
Grupa PGNiG wspólnie z partnerami prowadzi poszukiwanie i wydobycie węglowodorów na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Prowadzenie prac na morzu jest znacznie bardziej skomplikowane niż na lądzie. W przypadku wystąpienia poważnej awarii lub erupcji węglowodorów koszty jej usunięcia mogą być bardzo wysokie.
Dostosowanie do regulacji ochrony środowiska w Polsce i za granicą może znacząco zwiększyć koszty działalności Grupy PGNiG. Aktualnie PGNiG ponosi znaczne nakłady kapitałowe i koszty w celu dostosowania swojej działalności do coraz bardziej skomplikowanych i wymagających regulacji odnoszących się do ochrony zdrowia i bezpieczeństwa oraz ochrony środowiska naturalnego. Ustawa z dnia 18 maja 2005 r. o zmianie ustawy Prawo ochrony środowiska oraz niektórych innych ustaw spowodowała zaostrzenie przepisów ograniczających realizację przedsięwzięcia mogącego mieć wpływ na obszar Natura 2000 oraz zwiększyła wymagania w dziedzinie ochrony środowiska naturalnego w zakresie wchodzenia na tereny występowania chronionych gatunków roślin oraz siedlisk chronionych zwierząt.
Grupa PGNiG jest wysoce narażona na ryzyko spadku cen węglowodorów, które mogą doprowadzić do istotnego obniżenia marży realizowanej przez Grupę w segmencie Poszukiwanie i Wydobycie. Ryzyko to jest wysoce istotne dla spółki zależnej PGNiG UI, jednak w dużej mierze ograniczone jest na poziomie Grupy PGNiG, gdyż spadki cen gazu ziemnego i ropy naftowej na rynkach światowych pozwalają na realizację wyższych marż na sprzedaży gazu w segmencie Obrót i Magazynowanie (niższe koszty zakupu gazu z importu).
Ryzyko kursowe dotyczy przede wszystkim przychodów PGNiG UI, które generowane są w walutach euro (sprzedaż gazu) oraz USD (sprzedaż ropy). Jednocześnie istotna część kosztów oraz wszystkie obciążenia podatkowe rozliczane są w koronie norweskiej. Różnice walutowe między stroną przychodową i kosztową przy niekorzystnych zmianach kursów walutowych mogą mieć negatywny wpływ na wynik finansowy PGNiG UI. Ryzyko jest częściowo zniesione przez finansowanie zewnętrzne oparte na kredycie bankowym (Reserve Based Loan) nominowanym w dol. amerykańskim oraz euro.
Prawdopodobieństwo materializacji ryzyka
Istotność ryzyka
