Orlen dał bezpieczeństwo całej gospodarce. Co się stanie po odejściu Obajtka?

Wyniki Grupy Orlen za cały 2023 r. poznamy za kilka tygodni. Na razie posługiwać trzeba się wynikami za 2022 r. A wyniki budzą uznanie. Nie tylko wspomniane wyżej zyski i przychody, ale też inne dane.

Skala działania? 8 lat temu ogólna liczba stacji paliw Orlenu to 2726, z czego 1766 w Polsce i 960 za granicą. W połowie ubiegłego roku #ORLEN miał już 3157 stacji paliw, z czego 1919 w Polsce i aż 1238 na rynkach zagranicznych, głównie na Litwie, Węgrzech, w Niemczech, Czechach i na Słowacji, a dodatkowo już w 2024 r. Orlen stał się też trzecim pod względem udziałów graczem na rynku detalicznym w Austrii nabywając w tym kraju 268 stacji pod marką Turmöl.

Realna ocena zmian w Orlenie wychodzi poza przytaczanie liczb i danych. Prawdziwy wpływ Orlenu na gospodarkę widać było w ostatnich latach w kwestiach bezpieczeństwa energetycznego.

- Lata 2016-2023 w branży paliwowo-energetycznej trudno porównywać z jakimkolwiek wcześniejszym okresem – ocenia dr Adam Czyżewski, Główny Ekonomista Orlenu. Mijający czas zdominowały przede wszystkim dwa czarne łabędzie – pandemia COVID-19 i agresja Rosji na Ukrainę.

Czym są wspomniane „czarne łabędzie”? W slangu ekonomistów to bardzo poważne, niespodziewane, negatywne czynniki występujące na rynku. Pandemia i wojna to klasyczne czarne łabędzie mające w dodatku wpływ nie tylko na wydarzenia regionalne, ale globalne. I pandemia i wojna wstrząsnęły światowymi rynkami.

- Nie bez znaczenia dla rozwoju wypadków były także ambitne założenia dotyczące osiągnięcia neutralności emisyjnej w najbliższych dekadach – dodaje dr Czyżewski. Jedną z dominujących cech otoczenia biznesowego branży stała się nieprzewidywalność, większa podatność na zmiany. Skróceniu uległy cykle cenowe, a interwencjonizm przybrał większe niż wcześniej rozmiary.

Wpływ polityki klimatycznej na rynek jest obecnie ogromny. Strategia ograniczania produkcji paliw i energii z węglowodorów powoduje, że rynek jest coraz trudniejszy, rosną koszty wytwarzania. Ma to swoje przełożenie na sytuację rynkową. W latach 2017-2022 na świecie zamknięto 45 rafinerii o potencjale przerobu około 4,7 mln baryłek dziennie. Przypomnijmy, że 1 baryłka to ok. 159 litrów. Rafinerie zamykano głównie w Europie i Ameryce Północnej. Jednak zapotrzebowanie na paliwa nie spadało tak szybko. W miejscu zwolnionym na rynku przez dotychczasowych wielkich graczy pojawili się nowi, agresywni wytwórcy. Nowoczesne megarafinerie, oddawane do użytku w Afryce, Azji i na Bliskim Wschodzie, sprzedające paliwa w basenie atlantyckim, stały się groźną konkurencją zwłaszcza dla rafinerii europejskich, funkcjonujących w restrykcyjnych realiach klimatycznych.

Największa destabilizacja rynku wiąże się z wprowadzeniem sankcji na zakup rosyjskiej ropy oraz paliw. Ograniczenia w jej sprowadzaniu, sankcjami objęto ok. 90% eksportu, sprawiły, że na rynku brakowało surowca, a jego ceny szły w górę. W ramach strategii dywersyfikacji PKN ORLEN zbudował łańcuchy dostaw z Morza Północnego, Afryki Zachodniej, basenu Morza Śródziemnego, a także Zatoki Perskiej i Meksykańskiej. Kluczowym partnerem jest obecnie Saudi Aramco, największy producent ropy naftowej na świecie. W 2022 r. ORLEN i saudyjska firma podpisały strategiczne porozumienie o współpracy, które m.in. zapewnia polskiej spółce dostawy ropy naftowej w ilości wystarczającej, aby pokryć ok. 45 proc. łącznego zapotrzebowania wszystkich rafinerii Orlenu. Z Saudi Aramco podpisano także umowę o sprzedaży pakietu akcji w rafinerii w Gdańsku. W ten sposób zabezpieczono wieloletnie zapotrzebowanie na dostawy ropy.

- Byliśmy przyzwyczajeni do myślenia, że rosyjska ropa jest względnie tania i względnie łatwo dostępna z przyczyn geograficznych. Jednak w praktyce okazuje się, że import z Rosji skazuje nas na „dodatkowe koszty” – ocenia Wojciech Jakubik, analityk rynku energetycznego. – Dziś wiemy, że zaopatrywanie się w ropę w Rosji nie jest ani bezpieczne, ani dobre, w tym sensie, że środki z jej sprzedaży służą finansowaniu agresywnej polityki Rosji. Dziś oczywiście nie wiemy, jak długo potrwa woja i będą obowiązywać sankcje, ale wiemy, że trzeba tak kształtować politykę energetyczną, aby nie być zależnym od Rosji. Mam nadzieję, że polityka klimatyczna w połączeniu z racjonalną polityką wobec Moskwy sprawią, że wpływ rosyjskich dostaw na europejską energetykę nigdy już nie będzie znaczący.

Ropa była tylko jednym z kłopotów związanych z rynkiem energetycznym. Aby zaspokoić zapotrzebowanie na gaz, Polska musiała zacząć importować surowiec. Krajowe wydobycie pokrywa ok. do 25 proc. produkcji. Resztę kupowaliśmy w dużej mierze w Rosji. Jeszcze w 2021 r. ponad 60 proc., prawie 10 mld m sześc. importowanego surowca pochodziło ze Wschodu.

Po tym, jak Polska odmówiła finansowania zakupu gazu w rublach, co by było obchodzeniem sankcji, Gazprom wstrzymał sprzedaż gazu do Polski. Na szczęście udało się zapobiec kryzysowi, choć zastąpienie takiej ilości gazu surowcem z innego źródła było wymagającym zadaniem. Brak gazu w Europie spowodował, z jego ceny maksymalnie wzrosły i pod koniec lata 2022 roku osiągnęły, rekordowy poziom 300 euro za MWh (dziś są niemal 8-krotnie niższe).

We wrześniu 2022 roku uruchomiono Baltic Pipe, system gazociągów o przepustowości 10 mld m sześc. rocznie, który połączył Polskę przez Danię z Norwegią – drugim po Rosji dostawcą gazu do Europy. Równolegle z uruchomieniem Baltic Pipe podpisano szereg kontraktów na dostawę błękitnego paliwa. W efekcie udało się zapewniać kontrakty, które łącznie z własnym wydobyciem w Norwegii, prowadzonym przez ORLEN, zapewniły w 2023 roku ok. 6,5 mld m sześc. gazu. Rok 2023 był pierwszym pełnym rokiem bez importu gazu z Rosji. Dostawy surowca ze wschodu zostały zastąpione amerykańskim gazem skroplonym (LNG) i dostawami gazu z Norwegii gazociągiem Baltic Pipe. Niezwykle istotna była przy tym kwestia zapewnienia transportu morskiego gazu do Świnoujścia. W 2021 r. udział LNG przewożonego gazowcami wynosił zaledwie 24 proc. importu. Rok później błękitne paliwo na gazowcach stanowiło już 43 proc. całego importu, a jego wolumen wyniósł 6,04 mld m sześc. Skroplony gaz ziemny stał się głównym źródłem surowca z zagranicy importowanego przez Grupę ORLEN.

Docelowo flota Orlenu ma liczyć 8 gazowców pływających z gazem do Polski „na stałe” oraz ew. dodatkowe jednostki. Jednak posiadanie własnej floty, zamówionej przed wybuchem wojny na wschodzie, pokazuje zapobiegliwość PGNiG. Dziś zamówienia na gazowce przyjmowane są z dostawą za… 4 lata. Polska natomiast odbiera co roku 2 kolejne jednostki już teraz.

W budowie gazowców specjalizują się stocznie koreańskie, które wyspecjalizowały się w takiej działalności. W Europie nie powstają gazowce.

– Powód jest bardzo prosty, a jednocześnie przykry. Unia Europejska, dbając o klimat, czasami wychodzi z pewnymi rozwiązaniami aż za szybko, uderzając w możliwości produkcyjne np. europejskich stoczni. Nie ma żadnych technologicznych czy logistycznych powodów, aby gazowce nie powstawały w Europie. Jest tylko jedna kwestia, niezwykle istotna – finansowa. Budowa takich jednostek w Europie byłaby nawet o 30 proc. droższa. Żaden inwestor nie zaakceptuje takiej różnicy kosztów. W tej sytuacji racjonalnie myślący armatorzy zamawiają gazowce w Korei, która w zakamuflowany, ale konsekwentny sposób wspiera swoją produkcję stoczniową. Stąd dominacja Korei na rynku produkcji gazowców – wyjaśnia Jerzy Czuczman, były prezes Forum Technologii Morskich, ekspert rynku stoczniowego.

Strategia Grupy ORLEN zakłada, że do końca dekady na inwestycje przeznaczone zostanie 320 mld zł, z czego 70 mld zł trafia na projekty związane z wydobyciem gazu. Posiadanie własnych zasobów gazu ziemnego jest gwarantem pewnych i atrakcyjnych cenowo dostaw tego surowca do klientów. Dlatego spółki z Grupy ORLEN prowadzą obecnie poszukiwania i wydobycie węglowodorów, w tym gazu ziemnego, w Polsce, Norwegii, Kanadzie, Pakistanie oraz na Litwie. W planach są inne projekty – budowa terminala paliwowego w porcie w Gdańsku, budowa Gazoportu na Zatoce Gdańskiej (to inwestycja Gaz-Systemu). Środki z Orlenu posłużą natomiast sfinansowaniu m.in. farm off shore na Bałtyku, uruchomieniu produkcji zielonego wodoru, budowie małych reaktorów jądrowych (SMR). Wszystko to posłużyć ma podnoszeniu bezpieczeństwa energetycznego Polski.

I na koniec można wrócić znowu do liczb. W rankingu S&P Global Commodity Insights za 2022 rok obejmującym 250 największych spółek energetycznych Grupa ORLEN znalazła się na 37. miejscu. W ubiegłorocznej edycji globalnej rankingu Fortune Magazine zestawiającego 500 największych firm na świecie ORLEN znalazł się na 216. miejscu, wyprzedzając pod względem przychodów takie koncerny jak Airbus, IBM czy Bayer. Wyniki za 2015 rok plasowały polski koncern na 454. pozycji. W listopadzie 2023 roku ten renomowany amerykański magazyn ogłosił po raz pierwszy wyniki rankingu „Fortune 500 Europe”. W tym zestawieniu ORLEN uplasował się na 44. miejscu, będąc najwyżej notowaną polską spółka w tym rankingu.