Sen o własnej ropie

Ubiegły rok upłynął pod znakiem postępującej dekoniunktury na rynku rafineryjnym. Tak źle nie było już dawno, ale oznacza to także, że gorzej być już nie powinno. Po raz kolejny się potwierdza, że kto nie ma własnej ropy, ten ma kłopot.

Zarówno Polska jako kraj, jak i nasze największe spółki nie należą do tego uprzywilejowanego grona. Ropę potrzebną polskiej gospodarce niemal w całości importujemy, w dodatku praktycznie z jednego kierunku. Pomimo to Orlen i Lotos - dwie nogi polskiego rynku paliwowego - wydają się stać stabilnie, choć powodów do specjalnego optymizmu nie ma.

Z drugiej strony jednak nie widać też na horyzoncie poważnych zagrożeń. Owszem - ceny paliw biją kolejne rekordy, ale to problem niemal globalny. O tym, że nie wpływa to póki co negatywnie na obie nasze spółki najlepiej świadczą ich wyniki operacyjne i notowane rekordy sprzedaży. Ropa płynie bez przeszkód, paliwa sprzedają się jak zawsze - słowem status quo.

Status quo, które nie motywuje do nadmiernego wysiłku inwestycyjnego.

Nie najlepiej o branży świadczy fakt, że najwięcej miejsca w swoich wypowiedziach prezesi i Orlenu i Lotosu poświęcają ostatnio gazowi. Ale po kolei.

Obserwując przez cały 2011 i początek 2012 roku poziom marż rafineryjnych, można dojść do banalnej konkluzji - lepiej już było. Słynna już nadpodaż mocy rafineryjnych w Europie brutalnie dała o sobie znać na początku roku w postaci bankructwa szwajcarskiego Petroplusa - największej na kontynencie spółki stricte rafineryjnej. Wszystkie pięć rafinerii spółki trafiło pod młotek i czeka na nowych właścicieli.

Paradoksalnie bankructwo to pomogło innym graczom. Na początku II kwartału roku marże rafineryjne skoczyły do góry i sięgnęły poziomów nie notowanych od początku 2009 roku. Fachowcy studzili jednak optymizm. - Ta sytuacja nie utrzyma się w dłuższym okresie - przestrzegał wiceprezes Orlenu Sławomir Jędrzejczyk. Jego zdaniem, po okresie sezonowych przestojów remontowych rafinerii sytuacja się unormuje.

Sytuację obu polskich rafinerii w stosunku do zachodnioeuropejskich konkurentów poprawia nieco tzw. premia lądowa, czyli możliwość odbioru ropy bezpośrednio z rurociągu Przyjaźń. Na naszą korzyść działa więc dyferencjał, czyli różnica w cenie między ropą Ural a Brent. Jest to jeden z dwóch kluczowych czynników przesądzających o braku konkurencji dla obu naszych producentów w dostawach paliwa na rynek (drugim są niedostatki krajowej logistyki paliwowej).

Oczywiście nie jest tak, że brak konkurencji zniechęca koncerny do inwestowania. Lotos zbudował w ostatnich latach de facto nową rafinerię obok już istniejącej, teraz spółka dobudowuje pomniejsze instalacje poprawiające strukturę produkcji (np. instalacja wydzielania ksylenów) i przestawia się na zasilanie gazowe (budowa gazociągu wysokociśnieniowego). Orlen oddał niedawno do użytku nową instalację do produkcji oleju napędowego, a przede wszystkim postawił całkowicie nową, wartą miliard złotych, instalację petrochemiczną - PX/PTA. Spółka poszukuje też dalszych możliwości rozwoju w tym kierunku. - Rozmawiamy z kilkoma potencjalnymi partnerami, w tym arabskim SABIC - mówił prezes Jacek Krawiec.

Obie spółki już dawno zdały sobie sprawę, że przespały najlepszy okres na zaangażowanie się w działalność wydobywczą na większą skalę, a w obecnych warunkach nadrabianie zaległości przerasta ich możliwości finansowe. Stawiają więc na rozsądne budowanie wartości w dobrze znanych sobie obszarach, by nie wystawiać się na nadmierne ryzyko finansowe w trudnych dla gospodarki czasach.

Podłączenie do rosyjskiej rury naftowej jest dla polskiego sektora paliwowego źródłem zarówno korzyści, jak i niepokojów.

Wspomniany już dyferencjał daje rafineriom przewagę konkurencyjną, ale z drugiej strony wieloletnie uzależnienie od rosyjskiej ropy nadal uniemożliwia przeprowadzenie dywersyfikacji źródeł dostaw surowca. Korzyści z tego tytułu sprawiały, że jakikolwiek inny pomysł na zaopatrzenie rafinerii natychmiast odrzucano ze względów ekonomicznych.

Taki był choćby przez wiele lat argument przeciwko dokończeniu rurociągu Odessa-Brody-Płock. Wielokrotnie w oficjalnych wypowiedziach prezesi Orlenu i Lotosu podnosili argument ceny ropy wraz z kosztem dostarczenia, który miał przesądzić o nieopłacalności tego projektu. W ostatnich miesiącach stanowisko to zostało znacząco złagodzone, choć trudno oprzeć się wrażeniu, że jest to podyktowane decyzjami politycznymi.

W ramach samego projektu wciąż nie wiadomo, czy rura zostanie ułożona, czy też nie. Eksperci są zgodni, że technicznie jest to możliwe przed końcem roku 2015 (termin na wykorzystanie dofinansowania unijnego). Spółka Sarmatia jest już na finiszu opracowywania dokumentacji i przeprowadzania zmian w planach zagospodarowania przestrzennego. Brakuje jednak decyzji politycznej, a bez gwarancji dostaw ze strony Azerbejdżanu czy Kazachstanu nie ma mowy o wyłożeniu około 2 mld zł na rurociąg, który może stać pusty.

Innej alternatywy niż ropa z rejonu Morza Kaspijskiego, racjonalnie patrząc, nie mamy. Prezes Orlenu Jacek Krawiec po ostatniej wizycie w Arabii Saudyjskiej mówił co prawda o możliwości porozumienia z tamtejszym producentem Saudi Aramco i uruchomienia dostaw do Polski, ale z pewnością nie da to więcej niż kilka procent naszego rocznego zapotrzebowania.

Pomijając już koszt transportu surowca do Polski, pozostaje jeszcze kwestia przestawienia instalacji rafineryjnych na zupełnie inną niż rosyjska ropę. Większe możliwości ma tu Lotos, dysponujący dwiema osobnymi instalacjami destylacyjnymi. Dla Orlenu oznaczałoby to konieczność przeprogramowania całej rafinerii. Czy warto?

Najbliższą geograficznie możliwością choćby częściowego zastąpienia ropy rosyjskiej jest Morze Północne i Norweskie. W tym przypadku na przeszkodzie stają jednak te same problemy - po pierwsze cena, a po drugie inna charakterystyka ropy Brent. Nie bez znaczenia jest też fakt, że zasoby w tym regionie są, zdaniem wielu fachowców, na ukończeniu.

Sytuację może zmienić wprowadzenie na dużą skalę nowych technologii pozwalających zwiększyć uzysk ropy ze złoża. Są one powoli wdrażane przez największe firmy operujące w tym regionie. Póki co są to jednak kosztowne rozwiązania nieopłacalne w zastosowaniu na dużą skalę.

Zaangażowany na Morzu Norweskim Lotos raczej nie planuje sprowadzania ropy z tego regionu do swojej rafinerii. Spółka będzie sprzedawać surowiec na rynku zachodnioeuropejskim lub swapować go na dostawy z Rosji. Oczywiście warunek jest taki, że uda się rozpocząć wydobycie, a póki co szanse na to są niewielkie. Opóźnienie projektu Yme przekracza już trzy lata, a problemów nie ubywa.

Lotos nie wyklucza podjęcia kroków prawnych wobec operatora złoża - firmy Talisman Energy. Jak mówi się nieoficjalnie - gdański koncern byłby gotów zrezygnować ze swoich roszczeń w zamian za wpuszczenie go przez Talisman na polskie koncesje łupkowe. Do tego jednak nie kwapi się kanadyjska spółka.

Problemy w Norwegii ma także Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo. Projekt Skarv ma opóźnienie - póki co niewielkie. Produkcja ma ruszyć pod koniec tego roku. Winna jest pogoda, która uniemożliwiła zamontowanie tzw. przewodów produkcyjnych w założonym terminie. Na początku marca spółka informowała, że spodziewa się w Norwegii półrocznej produkcji ropy naftowej na poziomie 180 tys. ton.

Z upstreamowych zagranicznych planów Lotosu pozostała więc jedynie Litwa, gdzie spółka wydobywa niewielkie ilości ropy, które sprzedaje na lokalnym rynku. Planów ekspansji zagranicznej w obszarze poszukiwań i wydobycia nie snuje już także Orlen. Do niedawna spółka mówiła o możliwości wejścia na złoża ropy w Afryce Północnej lub w Ameryce Północnej. W ostatnich wypowiedziach prezes Krawiec zapowiedział jednak, że jedyne rozważane projekty inwestycyjne poza Polską dotyczą sieci stacji paliw w Niemczech.

Z kronikarskiego obowiązku należy wspomnieć, że Orlen wspólnie ze spółką Kuwait Energy pracuje nad poszukiwaniami ropy na szelfie łotewskim. W tym roku ruszyć ma pierwszy odwiert poszukiwawczy. Spółka nie kryje jednak, że potencjalne odkrycia w tym rejonie nie rzucą na kolana branży naftowej.

Wraz z wybuchem łupkowego szaleństwa w naszym kraju pojawiła się także nadzieja, że złoża niekonwencjonalne obfitować będą nie tylko w gaz, ale także w ropę. Nadzieje dawał przykład Stanów Zjednoczonych, gdzie obecnie gwałtownie rośnie wydobycie płynnych węglowodorów ze skał łupkowych.

W przeciwieństwie do gazu łupkowego, dla ropy nikt nie odważył się jednak choćby w przybliżeniu oszacować zasobów na terenie Polski. Jako pierwszy pokusił się o to Państwowy Instytut Geologiczny, choć wyniki raczej rozczarowują. O ile w przypadku gazu szacunki PIG pozwalają zachować optymizm co do potencjału polskich łupków, o tyle w przypadku ropy można już chyba jednoznacznie stwierdzić, że drugą Norwegią nie zostaniemy.

Czytaj raport specjalny serwisu Biznes INTERIA.PL "Gaz łupkowy w Polsce"

Według PIG, zasoby wydobywalne ropy naftowej w skałach łupkowych na terenie naszego kraju wynoszą od 215,4 do 267,8 mln ton. Biorąc pod uwagę roczne zużycie polskich rafinerii na poziomie około 25 mln ton, nie rokuje to zbyt optymistycznie. Ilości ropy wystarczające na około 10 lat naszego zapotrzebowania nie sprawią, że możemy ze spokojem myśleć o przyszłości. Dane te są tym bardziej niekorzystne, że według PIG, większość naszych zasobów ropy łupkowej znajduje się pod powierzchnią Bałtyku.

- Jeśli brać pod uwagę wyłącznie zasoby lądowe, to szacujemy je na 50-101 mln ton - mówił Jerzy Nawrocki, dyrektor PIG. Jak dotąd nikt na świecie nie eksploatował, a nawet nie badał złóż łupkowych na morzu. Należy więc przypuszczać, że do naszych zasobów podmorskich nie uda się dobrać w najbliższych latach.

Na pocieszenie pozostaje jedynie fakt, iż są to wciąż tylko szacunki przygotowane na podstawie odwiertów archiwalnych. Póki co nie prowadzono bowiem w Polsce wierceń stricte w poszukiwaniu ropy łupkowej. Pytanie jednak, czy ropy w łupkach będzie wystarczająco dużo, by w ogóle przystąpić do przemysłowego wydobycia.

Marzenia o ropie łupkowej należy więc odłożyć na bliżej nieokreśloną przyszłość i skoncentrować się na maksymalnym wykorzystaniu tych złóż konwencjonalnych, jakie już w Polsce istnieją. Na koniec roku 2011 Lotos dysponował na szelfie Morza Bałtyckiego zasobami rzędu 33,8 mln baryłek ropy. Roczne wydobycie wyniosło około 1,2 mln baryłek (ponad 160 tys. ton), a więc zaspokaja tylko około 1,5 proc. zapotrzebowania gdańskiej rafinerii.

Być może w 2013 roku spółka uruchomi na pełną skalę wydobycie ze złoża B8, co pozwoli znacząco zwiększyć produkcję bałtyckiej ropy, ale wciąż nie będą to istotne dla spółki wolumeny.

Lotos wciąż posiada niezagospodarowane koncesje poszukiwawcze, ale wypowiedzi przedstawicieli spółki wskazują jednoznacznie, że nie spodziewają się tam znaczących nowych odkryć.

Na lądzie ropę wydobywa na większą skalę jedynie PGNiG. W 2011 roku wydobycie przekroczyło poziom 460 tys. ton. Znaczącego wzrostu wydobycia spółka spodziewa się w 2013 roku, kiedy to do eksploatacji wejdzie złoże Lubiatów-Międzychód-Grotów, które ma produkować rocznie około 400 tys. ton ropy.

Nawet wówczas udział krajowej produkcji w strukturze zapotrzebowania na ropę polskich rafinerii nie przekroczy 5 proc. Nie oznacza to jednak, że będziemy skazani na paliwa produkowane z rosyjskiej ropy. Pojawiają się bowiem technologie produkcji paliw np. z gazu ziemnego, którego przecież mamy mieć za kilka lat pod dostatkiem. Być może zamiast snuć plany budowy kanałów eksportu gazu łupkowego lepiej spożytkować go na produkcję tańszych niż tradycyjne paliw?

Marcin Szczepański

Biznes INTERIA.PL na Facebooku. Dołącz do nas i czytaj informacje gospodarcze