Rz: Do Gdańska w ubiegłym tygodniu wpłynął tankowiec z 100 tys. ton saudyjskiej ropy dla rafinerii w Płocku. Czy to duży krok w stronę uniezależnienia do ropy rosyjskiej?
Przy przerobie 16 mln ton ropy rocznie w Płocku te 100 tys. ton to niewiele. Trzeba jednak podkreślić, że to pierwszy taki ładunek dedykowany płockiej rafinerii, który otwiera nowe możliwości jej zaopatrzenia w ropę. Lada moment będziemy świadkami kolejnej dostawy ropy z nowego kierunku– tym razem do rafinerii w Możejkach. Dotrze tam po raz pierwszy ropa kurdyjska. Poza tym spore nadzieje wiąże się z kierunkiem irańskim. Irańczykom bardzo zależy, by – po zniesieniu sankcji – ich surowiec był sprzedawany w Europie. To stworzy dla naszych rafinerii nowe możliwości.
Będziemy mogli wreszcie uniezależnić się od dostaw ze wschodu?
Wszystkie rafinerie Orlenu, zarówno w Polsce, jak i w Czechach, czy na Litwie, budowane były do przerobu ropy rosyjskiej, tzw. kwaśnej. Polska połączona jest bezpośrednim rurociągiem pod dostawy z tego kierunku, co zmniejsza koszty logistyki. W rafinerii w Płocku, po wielu modernizacjach jesteśmy co prawda przygotowani technologicznie, by przerabiać kilkadziesiąt różnych gatunków rop z całego świata, ale cały czas musimy patrzeć na aspekt ekonomiczny – na koniec dnia na ceny benzyny na stacjach wpływ ma w znacznej mierze koszt zakupionej ropy.
To oznacza, że zakupy w Rosji wciąż będą dominować?
W dłuższym horyzoncie tego bym nie przesądzał. Jeśli będą pojawiać się dostawcy surowca, którym zależy na wejściu na nasz rynek, to warto z takich okazji korzystać. I my z nich korzystamy – tak jak teraz z dostawami ropy saudyjskiej i kurdyjskiej. Dywersyfikacja dostaw, możliwość posiadania realnych alternatyw to bardzo istotna dla nas sprawa.
Ale czy jest szansa, by te jednorazowe – spotowe zakupy mógł zastąpić długoterminowy kontrakt?
Sytuacja na rynku ropy jest bardzo dynamiczna. Być może stopniowo dostawy spotowe przerodzą się w kontrakty średnio- lub długoterminowe. Prowadzimy dialog z nowymi dostawcami, ale za wcześnie na konkrety. Najpierw musimy przerobić tę ropę, zobaczyć jakie będą efekty ekonomiczne i uzyski. Na dzisiaj 70 proc. naszych dostaw stanowią dostawy terminowe, a pozostałe 30 proc. spotowe.
A jaka jest różnica w opłacalności przerobu ropy rosyjskiej i innych gatunków?
Trudno odpowiedzieć wprost ponieważ rynek ropy jest zmienny i nie ma uniwersalnej odpowiedzi. Opłacalność przerobu dla nas to jedno, a z punktu widzenia kierowców, a szerzej dla gospodarki najważniejsze jest, by podczas tankowania płacić jak na najmniej i w całej tej układance bijemy się czasem o kilka groszy na litrze.
Czy gdyby Rosjanie wstrzymali dostawy surowca rurociągiem do Polski, jesteśmy już bezpieczni biorąc pod uwagę zaopatrzenia rafinerii w ropę?
Polska posiada alternatywę – jest nią gdański Naftoport, którym można sprowadzać odpowiednie ilości ropy dowolnych gatunków. Jak wspomniałem Orlen ma możliwości technologiczne do przerobu kilkudziesięciu gatunków tego surowca. Proces kontraktacji i dostaw ropy z morza trwa – tankowce z niektórymi gatunkami ropy muszą opłynąć czasami „pół świata". Do pokonania są także pewne wąskie gardła logistyczne, ale w tym zakresie zarówno po stronie Orlenu jak i PERN-u są prowadzone inwestycje, które docelowo usprawnią logistykę dostaw.
A co z własnym wydobyciem Orlenu?
Brak własnego wydobycia okazał się jedną z pięt achillesowych Orlenu, szczególnie dających się we znaki w warunkach kryzysu w 2008 r. Uzupełnienie portfela aktywów o własne złoża stało się możliwe po uporządkowaniu i ustabilizowaniu sytuacji finansowej koncernu. Poprzez zakup kanadyjskiej spółki TriOil Resources Ltd. za ok. 550 mln zł, a następnie Birchill Exploration Limited Partnership za 707,5 mln zł, Orlen zyskał dostęp do produkujących złóż ropy i gazu, a także do unikalnego know-how w zakresie wydobycia węglowodorów ze źródeł niekonwencjonalnych. Wolumen wydobywanej przez koncern ropy wzrośnie, gdy dojdą do skutku dwie ogłoszone w połowie października transakcje przejęcia: jedna dotyczy kolejnej spółki kanadyjskiej, Kicking Horse Energy Inc., a druga – amerykańskiej spółki FX Energy posiadającej główne aktywa wydobywcze w Polsce. Mam nadzieję, że do zamknięcia transakcji dojdzie już niebawem. Zwiększą one nasze zasoby ropy i gazu do poziomu 88 mln boe (2P) oraz dzienne wydobycie do 11 tys. boe. W ten sposób zbliżamy się do założonego w naszej strategii wzrostu wydobycia do 16 tys. baryłek dziennie do 2017 r. Segment wydobywczy zbudowaliśmy od zera w ciągu zaledwie dwóch lat. Do 2017 roku suma inwestycji w tym obszarze wynieść może do 5,1 mld.
Dzięki własnemu wydobyciu spadną ceny surowca dostarczanego rafineriom Orlenu?
Ropy z Kanady nie będziemy sprowadzać do Polski, bo byłoby to nieopłacalne. Na koszty zakupu ropy pozytywnie może wpłynąć fakt, o którym mówiłem – wejście nowych dostawców do Europy. Natomiast własne złoża wzmacniają bezpieczeństwo Orlenu m.in. uodparniając koncern na zmiany koniunktury w głównym obszarze działalności czyli przerobie ropy.
Poza złożami ropy Orlen zdobył również dostęp do gazu ziemnego. Będziecie go eksportować z Kanady?
Przejmowana przez nas firma Kicking Horse Energy ma 11-proc. udziałów w spółce Pieridae Energy, która w kanadyjskiej Nowej Szkocji planuje budowę terminala LNG, zatem techniczna możliwość importu z Kanady rzeczywiście będzie.
Chcecie kupować kolejne złoża?
Mamy możliwości zwiększenia produkcji w ramach istniejących aktywów w Kanadzie, więc na tym etapie nie planujemy kolejnych akwizycji. Ale cały czas obserwujemy rynek. Orlen ma dziś pieniądze na inwestycje w wydobycie między innymi dlatego, że konsekwentnie realizujemy strategię sprzedaży aktywów niezwiązanych z naszą podstawową działalnością. Mam tu na myśli sprzedaż udziałów w Polkomtelu, spółki Orlen Medica czy też spółek transportowych, bo takie usługi znacznie efektywniej jest kupić na konkurencyjnym rynku niż utrzymywać własne struktury.
Chcecie kupować tylko w Ameryce Płn., czy również w Polsce?
Już kupujemy w naszym kraju. FX Energy ma koncesje przede wszystkim w Polsce. Mimo spadku optymizmu wobec polskiego boomu łupkowego, Orlen nie rezygnuje z poszukiwania w kraju węglowodorów niekonwencjonalnych. Cechą charakterystyczną tego typu działalności jest stosunkowo wysokie ryzyko, ale też potencjalnie wysokie stopy zwrotu z zainwestowanego kapitału. Wciąż też prowadzone są badania naukowe, które w każdej chwili mogą przynieść kolejny technologiczny przełom. Dlatego wspieramy również prace w instytucjach badawczych w Polsce w tym zakresie. Z kolei jeśli chodzi o wydobycie w Kanadzie, to jest to przewidywalny rynek z przyjaznym systemem podatkowym, o niskim profilu ryzyka. Dla takiej spółki jak Orlen, która stawia pierwsze kroki w wydobyciu, to najlepsze miejsce do robienia biznesu.
Orlen staje się firmą globalną?
Orlen jest firmą globalną – sprzedajemy nasze produkty na 58 rynkach, na czterech kontynentach. Mamy prawie 2,7 tys. stacji w czterech krajach. 60 proc. przychodów naszej grupy pochodzi z zagranicy. Naszym podstawowym celem, od samego początku było uodpornienie ORLENu na wahania koniunktury i wzmocnienie bezpieczeństwa energetycznego poprzez zbudowanie nowych segmentów działalności, przede wszystkim poszukiwań i wydobycia. W tym kontekście to co się wydarzyło w latach 2008 – 2015 określić można skokiem w nowoczesność i stworzeniem polskiej globalnej marki. To się udało. Odzwierciedla to obecna rynkowa pozycja koncernu.
Ale niektórzy politycy mówią, że Orlen odwraca się od Płocka.
Kilkanaście lat temu Orlen był zakładem rafineryjno - petrochemicznym, z siecią stacji partnerskich. Firmą lokalną. Potem przeprowadził ekspansję inwestując nie tylko w petrochemię w Płocku i Włocławku, ale też w nowe zakłady na Litwie i w Czechach, kupił stacje w Niemczech. Później przyszły zakupy spółek wydobywczych w Kanadzie. Dziś pracownicy Grupy Orlen mówią na co dzień w pięciu językach. A o odwróceniu się od Płocka nie może być mowy. W ciągu ostatnich pięciu lat do kasy miasta wpłynęło z Orlenu ponad 900 mln zł tytułem różnych podatków. W Płocku w ramach grupy kapitałowej zatrudniamy blisko 6 tys. osób z płacami znacznie powyżej średniej krajowej. Niedawno wręczyliśmy tysięczne stypendium dla płockich gimnazjalistów. Cały czas aspekt płocki jest dla nas ważny, a myślę, że także Płocczanie mogą być dumni z tego, że firma z ich miasta zawojowała świat.
A doceniacie segment chemiczny? Jarosław Kaczyński, prezes PiS, mówił niedawno, że z niepokojem słucha, ze Orlen nastawia się na przemysł paliwowy, a nie chemiczny, który ma w Polsce wielkie szanse.
Widzimy duży potencjał rozwoju segmentu petrochemicznego, dlatego stale go rozwijamy. Mimo wielkiego zadłużenia, jakie zastaliśmy w spółce w 2008 roku, przeprowadziliśmy inwestycję w instalację PX/PTA wartą 1 mld euro. To najnowocześniejszy tego typu kompleks w Europie. Rozpoczynamy budowę instalacji metatezy w Płocku oraz produkcji polietylenu w Czechach. Beneficjentem rozwoju segmentu petrochemicznego i elektroenergetyki jest również włocławski Anwil.
I Anwil nie jest na sprzedaż?
Nie planujemy sprzedaży Anwilu. Takie działania były rozważane, gdy Orlen dusił się finansowo i musieliśmy renegocjować umowy kredytowe z bankami, bo groziła nam utrata płynności. Wówczas podjęliśmy projekt częściowej lub całkowitej sprzedaży włocławskiej spółki, ale proces został wstrzymany.
Będziecie więc rozwijać chemię?
Od 2008 r. przeznaczyliśmy na inwestycje blisko 21 mld zł z tego 16 mld zł wydaliśmy w Polsce. Gros tych wydatków dotyczyło segmentu petrochemicznego. Jesteśmy liderem w produkcji PCW. Rozważamy inwestycje w produkcję styrenu i rozpoczynamy budowę instalacji do produkcji polietylenu. Widać więc, że rozwijamy część chemiczną i petrochemiczną, choć dalej sercem firmy będzie przerób ropy i sprzedaż produktów gotowych. Z kolei dwa nowe obszary, które rozwijamy bardzo konsekwentnie – wspomniany już segment wydobywczy oraz energetyka sprawią, że firma stanie się odporna na wahania koniunktury.
Kiedy zaczniecie produkować energię?
Budujemy w tej chwili dwa bloki parowo-gazowe, które będą produkowały ciepło skojarzone z energią na potrzeby naszych zakładów produkcyjnych, ale również na sprzedaż. Elektrownia we Włocławku produkcję zacznie w połowie przyszłego roku, a ta w Płocku w 2017 r. Za dwa lata będziemy w sumie wytwarzać 1,5 GW energii, a to oznacza, że będziemy liderem energetyki przemysłowej w Polsce, opartej o źródła kogeneracyjne. Pierwsze przychody z energetyki będziemy liczyć już w drugiej połowie przyszłego roku.
Orlen będzie dalej inwestował w ten segment?
Nie wykluczamy dalszych inwestycji w energetykę, choć nie w horyzoncie strategii do 2017 r.
Kiedy efekty budowy strategii spółki zintegrowanej będą widoczne w wynikach?
Już są widoczne, a to z kolei ma przełożenie na kurs spółki na GPW. Historycznie najwyższy kurs akcji, na poziomie 85,25 zł, ORLEN osiągnął w końcu sierpnia 2015 roku, co daje wzrost wartości spółki od września 2008 roku o 165%. W tym samym okresie akcje OMV staniały o 28%, natomiast węgierski MOL zyskał na kapitalizacji jedynie 5%. W sierpniu tego roku po raz pierwszy znaleźliśmy się wśród trzech największych spółek na warszawskiej giełdzie pod względem kapitalizacji.
Gdyby to od Pana zależało to czy kupiłby Pan dziś rafinerię w Możejkach?
Decyzja o zakupie rafinerii w Możejkach była podejmowana w innych realiach rynkowych, a inwestycje ocenia się po latach. Dzięki wielkiej pracy restrukturyzacyjnej, którą przeprowadziliśmy, wyniki litewskiej rafinerii są dziś znacznie lepsze. Przypomnę, że strata za rok 2008 wynosiła 623 mln zł, a w tym roku spółka wypracowała już 195 mln zł zysku. Przy tych warunkach makro, jakie mamy dzisiaj, i przy obecnych marżach, nie dokładamy do litewskiej rafinerii, ale był okres kiedy myśleliśmy nawet o czasowym wyłączeniu zakładu.
Czyli sytuacja Możejek się unormowała?
Proszę pamiętać, że dziś marże rafineryjne są na wysokim poziomie. Gdy wrócą do normalnych, niższych poziomów, z wynikami może być problem, ponieważ litewska rafineria jest najgorzej położoną w basenie Morza Bałtyckiego. Możejki nie mają odpowiedniej wielkości lokalnego rynku zbytu, ponieważ w czasach Związku Radzieckiego rafinerie budowano nie myśląc w kategoriach ekonomicznych, tylko militarnych. Poza tym, po przejęciu Możejek przez Orlen, zamknięto rurociąg, którym tłoczono ropę do rafinerii. Zatem zarówno dostawy ropy, jak i sprzedaż produktów musi odbywać się drogą morską, choć rafineria leży ponad 100 km od morza. To strasznie utrudnia i zarazem podraża logistykę. Po latach pracy wiemy, że zrobiliśmy już wszystko co możliwe, by poprawić rentowność tej inwestycji. Teraz narzędzia do poprawy warunków funkcjonowania tego zakładu leżą w Wilnie, np. wśród decydentów odpowiedzialnych za funkcjonowanie litewskich kolei państwowych.
Będziecie kupować kolejne stacje paliw za granicą?
Chcielibyśmy. Szczególnie jesteśmy zadowoleni z wyników naszej sieci w Niemczech gdzie stale powiększamy udział w rynku. Ostatnio przejęliśmy sieć stacji zlokalizowanych w Berlinie i mamy apetyt na kolejne zakupy.
A mówiło się, że możecie kupić sieć w Austrii, na Węgrzech, czy w Szwajcarii.
Analizujemy różne rynki, ale wejście do Austrii czy Szwajcarii byłoby uzasadnione gdyby było elementem przejęcia sieci w Niemczech w pakiecie ze stacjami właśnie w tych krajach. Partnerzy z którymi rozmawialiśmy, nie zdecydowali się ostatecznie na sprzedaż albo warunki finansowe nie były dla nas atrakcyjne.
A czy jest szansa, że paliwo na stacjach szybko stanieje. Mówił pan, że marże rafineryjne są na wysokich poziomach?
Na cenę paliw wpływa szereg czynników, począwszy od kosztów pozyskania surowca, kosztów jego przerobu, relacji złotego do dolara amerykańskiego i euro po notowania benzyny i ON na rynkach. W naszym przypadku punktem odniesienia jest rynek ARA (porty: Amsterdam, Rotterdam i Antwerpia). Mimo, że obecnie cena benzyny jest w Polsce najniższa wśród 28 krajów Unii Europejskiej, to kierowcy zawsze oczekują jeszcze niższych poziomów cenowych. Polska nie jest wyspą i praktycznie z każdej strony można sprowadzić do naszego kraju gotowe paliwo, a wtedy w polskich rafineriach powstałaby nadwyżka, którą trzeba byłoby eksportować. Dlatego paliwa w Polsce sprzedawane są po bardzo konkurencyjnej cenie, zazwyczaj taniej niż w krajach sąsiednich o podobnym poziomie życia jak kraje bałtyckie, Czechy, Słowacja czy Węgry.
Czy Orlen wypłaci dywidendę za 2015 r.?
Konsekwentnie realizujemy założenia strategii, dlatego chcielibyśmy zarekomendować Radzie Nadzorczej, a później akcjonariuszom podział zysku. Jak wskazują dane po trzech kwartałach 2015 r. wyniki są rekordowe, zatem i dywidenda powinna być rekordowa – ale decyzja w tej materii należy do WZA.
Spodziewa się pan zmian w firmie w związku ze zmianami politycznymi?
Siedem lat temu wartość giełdowa węgierskiego MOL-a była dwa razy większa niż Orlenu, a austriackiego OMV trzy razy większa. Mówiłem wtedy menedżerom w firmie, że naszym celem powinno być dorównanie kapitalizacji MOL-a. Dzisiaj kapitalizacja Orlenu jest wyższa niż MOL, firma się rozwija i zbliżamy się wartością do giełdowej wartości OMV co jeszcze niedawno wydawało się nieosiągalne. Rynek pozytywnie odbiera nasze działania, ale ostatecznie to do właściciela należy ocena pracy Zarządu i decyzja kto ma kierować firmą. To elementarz każdego menedżera, a jeśli ktoś tego nie rozumie, nie nadaje się do zarządzania.
CV
Jacek Krawiec od 2008 r. jest prezesem Orlenu. W latach 1992–1997 pracował w Pekao, Ernst & Young oraz PricewaterhouseCoopers. W 1998 r. odpowiadał za rynek polski w banku Nomura w Londynie. W kolejnych latach pełnił funkcję prezesa spółek Impexmetal, Elektrim i Action. Absolwent Akademii Ekonomicznej w Poznaniu.
