Do 2017 r. PKN Orlen wyda na rozwój 10,8 mld zł

Według PKN Orlen, planowane wydatki na inwestycje w latach 2014-17 są adekwatne do zakładanej średniorocznej wartości EBITDA na poziomie 5,1 mld zł zysku przed odsetkami, opodatkowaniem i amortyzacją.

PKN Orlen poinformował, że opublikowany przez tę spółkę pierwszy interaktywny, zintegrowany raport roczny za 2014 r. obejmuje m.in. sprawozdawczość finansową zgodną z wytycznymi Międzynarodowej Rady Raportowania Zintegrowanego oraz uwzględnia kierunki najnowszego prawodawstwa Unii Europejskiej w zakresie ujawniania informacji niefinansowych. Raport dostępny jest wyłącznie w wersji on-line. Jest jednocześnie przystosowany do urządzeń mobilnych.

"Środowisko, w którym funkcjonuje koncern, od kilku już lat podlega niezwykle dynamicznym przemianom. Naszą ambicją jest nie tylko umiejętne dostosowywanie się do nich, ale także przewodzenie im" - podkreślił cytowany w komunikacie PKN Orlen prezes tej spółki Jacek Krawiec, odnosząc się wprowadzanej tam formuły systemu raportowania zintegrowanego.

W raporcie PKN Orlen ocenił m.in., że w pespektywie do 5 lat ceny ropy naftowej będą wahać się "wokół niskiej, ale powoli rosnącej ścieżki i będą wykazywać dużą podatność na zmiany". Opisując jeden z możliwych scenariuszy na rynku ropy naftowej płocki koncern podał, że za 5 lat cena tego surowca będzie prawdopodobnie wynosiła 80 USD za baryłkę, gdyż taki właśnie poziom pokazują obecnie kontrakty terminowe, "a proces powolnej wędrówki cen w górę rozpocznie się już niebawem". "W rezultacie 2015 r. skończy się wyższymi cenami ropy, niż się zaczął, a następne lata będą kursem dalszego wzrostu cen" - ocenia spółka.

PKN Orlen zaznaczył, że jego strategia "została przygotowana przy założeniach, że trudna sytuacja strukturalna europejskiego przemysłu rafineryjnego nie ulegnie istotnej poprawie". "Niskie oczekiwane ceny ropy naftowej oraz spadek wyceny firm w segmencie poszukiwań i wydobycia sprzyja strategii rozwoju przez akwizycję, a już nabyte aktywa zabezpieczają nas przed skutkami wzrostu cen ropy naftowej i ich negatywnego wpływu na marże downstream (rafineria, petrochemia, energetyka - PAP). Z kolei inwestycje w energetykę gazową w powiązaniu z kogeneracją mogą przyczynić się do zagwarantowania popytu na energię i osłabić wpływ cen ropy naftowej na wyniki segmentu downstream" - podkreślono w raporcie.

PKN Orlen przyznał, iż oczekuje, że zjawisko wysokich marż utrzyma się jeszcze "w horyzoncie kilku kwartałów". "W scenariuszu niskich cen ropy okres wysokich, ale zmiennych marż będzie dłuższy niż w scenariuszu szybszych dostosowań, a następnie marże obniżą się, jednak nie powrócą do tak niskich poziomów, jakie obserwowaliśmy na przełomie lat 2013 i 2014" - ocenił płocki koncern.

W środę PKN Orlen poinformował, że 7 września odbędzie się wmurowanie kamienia węgielnego pod budowę elektrociepłowni gazowo-parowej w Płocku. Kontrakt na budowę tego bloku o mocy 596 MW i kompleksowy serwis nowej elektrociepłowni przez 12 lat spółka podpisała z konsorcjum Siemens w grudniu 2014 r. Koszt inwestycji wraz z umową na serwis głównych urządzeń bloku to 1,6 mld zł. Nowy blok zapewni dostawy energii zarówno na potrzeby płockiego kompleksu rafineryjno-petrochemicznego, największego w kraju, jak również dostawy na rynek do Krajowego Systemu Energetycznego.

W swym zintegrowanym raporcie PKN Orlen zapowiedział m.in., że w segmencie wydobycia planuje "koncentrację na najbardziej perspektywicznych obszarach złóż niekonwencjonalnych oraz dalszy rozwój projektów konwencjonalnych". "Na terenie kraju konsekwentnie prowadzone będą poszukiwania gazu i ropy oraz prace zmierzające do dostosowania technologii wydobywczej do specyfiki niekonwencjonalnych złóż węglowodorów". Jak podał płocki koncern, planowane jest jednocześnie dalsze zwiększanie wydobycia w Kanadzie do 16 tys. boe (baryłek ekwiwalentu) na dzień oraz wzrost zasobów określanych jako 2P (pewne i prawdopodobne), do poziomu 54 mln boe w 2017 r.

Za pośrednictwem Orlen Upstream, spółki celowej powołanej w 2006 r., PKN Orlen posiada dwa kanadyjskie podmioty wydobywcze, w tym Birchill Exploration oraz Orlen Upstream Canada, spółkę działającą wcześniej pod nazwą TriOil Resources. Wcześniej płocki koncern informował, że łączny potencjał wydobywczy obu kanadyjskich spółek działających na obszarach Lochend, Kaybob, Pouce Coupe i Ferrier-Strachan w prowincji Alberta, wynosi obecnie 50 mln boe rezerw 2P.