Czemu paliwo na stacjach benzynowych jest tak drogie? Ani baryłka ropy nie kosztuje 100 dol., ani dolar nie jest po 4 zł. Podobna sytuacja miała miejsce w październiku 2018 r., ropa kosztowała tyle co dzisiaj, dolar był na zbliżonym poziomie, a benzyna kosztowała 5 zł, dziś prawie 6 zł.
Obecnie dolar kosztuje prawie 4 zł. Zmiany cen najlepiej pokazać na przykładzie 2012 r., kiedy baryłka kosztowała 100 dol., dzisiaj jest powyżej 80 dol., ale kurs dolara był wtedy na poziomie ok. 3 zł. To bardzo znacząca różnica. Warto też pamiętać, że w międzyczasie istotnie wzrosła też najniższa krajowa stawka godzinowa. Wtedy było to 9 zł, teraz wynosi 18 zł. Wzrosły też koszty wytworzenia paliwa, na przykład biokomponentów.
W realiach z 2012 r. paliwa kosztowałoby dziś ok. 8 zł. Z naszej strony podejmujemy wszelkie działania optymalizacyjne. Rafinerie pracują na 90 proc. plus importujemy paliwo. Ale nie mamy wpływu na otocznie makroekonomiczne i realia rynku.
W 2018 r. byliśmy przed pandemią, rynek był rozgrzany, mieliśmy wysokie PKB. Nie wiem, o ile większe jest teraz zapotrzebowanie na paliwa, ale inflację mamy dziś najwyższą od 20 lat.
Ale szybciej niż inflacja rosną wynagrodzenia. Dzisiaj ze średnią pensję można kupić kilkadziesiąt litrów więcej paliwa w porównaniu z 2018 r. i aż o połowę więcej niż w 2012 r. Rzeczywiście nominalne ceny paliw rosną, bo rosną ceny wszystkich elementów, które składają się na koszt paliwa, jak ceny surowców, koszty logistyki, opłaty za emisję CO2 itp.
Przy tym wszystkim niezmiennie mamy jedne z najniższych cen paliw w porównaniu z innymi krajami UE. Tańsza benzyna jest obecnie tylko w Rumunii, Bułgarii.
Orlen optymalizuje wszystkie procesy, tak aby móc zaoferować swoim klientom produkt w jak najlepszej cenie.
W listopadzie Orlen ma poinformować, kto kupi aktywa Lotosu. W którym kierunku zmierza ten proces?
Nie mogę zdradzić teraz szczegółów. Rozmawiamy z wieloma partnerami, jesteśmy po analizie wstępnych ofert, czekamy na finalne propozycje. Liczymy, że partner wniesie dodatkowe atrakcyjne możliwości rozwojowe dla Grupy Orlen, z których skorzystamy.
Znacznie więcej niż wiedza
Planujecie inwestycję w Możejkach, która ma pomóc zwiększyć produktywność tej rafinerii.
Po słusznej decyzji o zakupie Możejek w ciągu kilku lat powinna zapaść decyzja o inwestycji w pogłębiony przerób ropy w tym zakładzie. Rafinerie, które mają konwersję na poziomie ponad 70 proc., dzisiaj odchodzą do historii. Ich efektywność już dziesięć lat temu stała pod znakiem zapytania. Pamiętajmy, że rafineria w Możejkach była budowana w czasach, gdy nie brano pod uwagę kwestii ekonomicznych. Już w 2009 r., po wykupie 100 proc. akcji, powinna była rozpocząć się tam budowa instalacji do pogłębionego przerobu. Rafineria ma sens, gdy będziemy przerabiać powyżej 80 proc. ropy na tradycyjne paliwa. Wtedy będzie konkurencyjna i skorzysta na niej nie tylko litewska, ale też polska gospodarka. Dlatego jesteśmy zaawansowani w analizach dotyczących tego projektu. Kupiliśmy licencję i projekt bazowy. Ta inwestycja jest potrzebna, by rafineria mogła dalej funkcjonować i zapewniać paliwa nie tylko dla Krajów Bałtyckich, ale też dla Polski. Inaczej nie ma żadnych możliwości jej utrzymania, bo sposób funkcjonowania tej rafinerii nie jest ani efektywny, ani konkurencyjny.
Bierzemy też pod uwagę podejście Litwy. Bardzo ważne jest to, że rząd litewski, traktując litewską spółkę Orlenu jako spółkę strategiczną dla bezpieczeństwa energetycznego, poczuwa się do obowiązku pomocy przy tak wielkim procesie inwestycyjnym. Sami nie inwestujemy, jeżeli stopa zwrotu jest poniżej naszych oczekiwań. Modernizacja Możejek jest korzystna z punktu widzenia biznesu. Jest to jedyne wyjście, by podnieść odporność rafinerii na otoczenie makro.
Grupa Orlen posiada prawie 15 proc. udziałów w rynku paliw drogowych na Ukrainie i ok. 20-proc. udział w rynku paliwa lotniczego. Co zmieni w tej układance nowa inwestycja w Możejkach?
Modernizacja rafinerii jest konieczna, aby przy dzisiejszym makro utrzymać tę rafinerię i efektywnie produkować paliwa. Wtedy moglibyśmy myśleć o rozszerzeniu kierunku zbytu paliw w stronę Ukrainy. Dlatego nabyliśmy tam terminal, który daje nam większą elastyczność w lokowaniu produktów na tamtym rynku, ale też w Polsce.
Jakie inne inwestycje planujecie w tamtym regionie?
Już teraz patrzymy na ten kierunek pod względem energetycznym, choćby offshore. Nie interesuje mnie wyłącznie większa liczba koncesji w Polsce na Bałtyku, rozmawiamy z Litwą, Łotwą i Estonią o offshorze w tamtej części Morza Bałtyckiego. Chcemy ubiegać się o koncesje również w tym regionie, aby osiągnąć odpowiedni efekt skali.
Porozmawiajmy o offshorze w Polsce. Gdzie pan widzi port instalacyjny dla Orlenu – w Polsce czy na Bornholmie?
Obecnie PKN Orlen posiada jedną koncesję. W 2024 r. rozpoczniemy proces inwestycyjny jako pierwsi na Bałtyku. Teraz myślimy już o następnych 11 koncesjach, które zostaną przyznane w najbliższym czasie. To jest kluczowe. Jako Orlen będziemy również składać wnioski, ale mamy taką samą szansę jak inne podmioty. Jeżeli uda nam się pozyskać więcej koncesji, to uzyskamy efekt skali i zupełnie inaczej będzie można rozegrać np. kwestie logistyki, zakupów i wykonawstwa. Nie tylko portu instalacyjnego i serwisowego, ale też produkcji kluczowych komponentów w Polsce. Mając kilka koncesji, będziemy w stanie zapewnić odpowiedni portfel zleceń potrzebny dla powstania polskiego łańcucha dostaw, ale to będzie możliwe tylko przy efekcie skali. Wtedy automatycznie partner technologiczny będzie mógł zainwestować w Polsce. Jeżeli koncesje będą rozdrobnione, to nasza gospodarka nie wykorzysta w pełni inwestycji w offshore. Bez skali nie będzie polskiego łańcucha dostaw. Nikt dla jednej czy dwóch koncesji nie będzie budował fabryk turbin, wież czy śmigieł, bo to się po prostu nie opłaci.
PKN Orlen chciał pozyskać jak największą liczbę koncesji, aby wykorzystać w pełni ekonomię skali. Bez tego proces budowy farm na Bałtyku może być nieopłacalny. Nie jest sztuką wybudować jedną farmę na Bałtyku, ale może być to proces o małej stopie zwrotu. Inaczej zbudujemy coś, co będzie drogie w budowie i eksploatacji, a to przełoży się na ceny energii. Element skali będzie decydował o opłacalności budowy farm wiatrowych na morzu. Bez tego wszystko przypły nie statkami do Polski. Chyba nie o to nam chodzi.
Są już turbiny 13-megawatowe, a dalej w opracowaniu są 20-megawatowe. Takie wielkości turbin wymagają odpowiednich warunków w portach instalacyjnych. Efekt skali daje port w Polsce i jego stabilne wykorzystanie. Rząd polski stara się, żebyśmy mieli warunki w zakresie korzystania z polskiego portu instalacyjnego i portów serwisowych (musi ich być kilka). W sumie na polskim Bałtyku mamy teraz przydzielone koncesje na 4,6 GW mocy, a ma dojść do ok. 10 GW. Prowadzimy intensywne rozmowy o zakontraktowaniu polskiego portu instalacyjnego, które idą w dobrym kierunku.
Tylko czy ten port nie będzie za płytki?
W rozmowy te angażujemy partnerów technologicznych. Nie można podejmować decyzji bez ich zaangażowania. To oni muszą wskazać, jakie warunki musi spełniać port dla danej technologii. Robimy wszystko, by były wykorzystane polskie porty.
Orlen jest też aktywny w energetyce wiatrowej na lądzie. Ogranicza nas zasada 10H, nie można stawiać nowych farm. Jest szansa, żeby coś zrobić w tej dziedzinie?
Wszystko jest do zrobienia, to kwestia siły argumentów. Widzimy, co dzieje się z prawami do emisji CO2, jak ważna jest energetyka zeroemisyjna. Ja patrzę długoterminowo i widzę, że zmiana musi iść w kierunku OZE i od tego nie ma odwrotu. W tym roku PKN Orlen dokonał akwizycji 2 farm lądowych o mocy ok. 108 MW. Poprzez Energę mocno inwestujemy choćby w tereny po elektrowni Adamów. Stworzyliśmy spółkę córkę Energi – Green Development – która ma rozwijać projekty OZE.
Uważnie obserwujemy otoczenie i wiemy, że musimy mieć miks, który będzie oparty na energetyce zeromisyjnej i niskoemisyjnej, traktujemy to jako całość.
Dziś pod względem energii cały świat stanął na głowie. Patrząc na parametry ekonomiczne, nie opłaca się mieć węglówek ani gazówek. Czym w takim razie podtrzymać bilans zeroemisyjnej energetyki? Na razie jako wsparcie mamy rynek mocy, ale wiemy, że aukcje będą realizowane w perspektywie dwóch lat, nie wiadomo, jak to będzie wyglądało w kolejnych. Dobrą alternatywą dla nas są małe reaktory jądrowe, tu już zapowiedzieliśmy swój udział.
My jako lider transformacji energetycznej, inwestując w zeroemisyjną energetykę, jednocześnie inwestujemy też w niskoemisyjną, żeby podtrzymać bilans. Patrzymy na te dwie inwestycje jak na jedną całość.
Kiedy jest szansa na odblokowanie wiatraków na lądzie?
Zależny nam zdecydowanie na tym, aby odmrozić możliwość inwestycji w wiatraki na lądzie. Bez tego nie jesteśmy w stanie modernizować polskiej energetyki. Ale na tak zadane pytanie powinien odpowiedzieć regulator, a nie ja.
Nie było ostatnio tygodnia, kiedy jakaś firma nie ogłosiłaby swojej chęci zakupu SMR. Były Synthos, Orlen czy KGHM. To jest trochę jak podróż w kosmos – wielu chce tam polecieć, ale nie każdy wie, co tam jest. Kiedy realnie liczycie na atom i co dzięki niemu chcecie osiągnąć?
SMR to przyszłość, te projekty nie stoją w sprzeczności do dużego atomu. My angażujemy się we współpracę z takimi firmami na świecie, które są jak najbliżej sukcesu. Dlatego zdecydowaliśmy się na współpracę z Synthosem, który ma wyłączność na technologię GE-Hitachi w Polsce. Jesteśmy w fazie negocjacji w zakresie umowy inwestycyjnej, rozmowy są bardzo zaawansowane. Zakładam, że pierwsze SMR na świecie powstaną w ciągu 6 lat, a w Polsce w ciągu 8–10 lat. W tym zakresie konkurencja jest wskazana, cieszymy się, że inne firmy idą w nasze ślady, a wyścig dostawców technologii w tym zakresie może nam tylko pomóc.
not. Grzegorz Balawender
