Miesiąc: październik 2013

Światowe spowolnienie gospodarcze w 2009 r. wpłynęło na rozwój polskiej gospodarki, ale go nie zatrzymało, czego dowodem był wzrost krajowego PKB o 1,7 proc. Taki wynik gospodarki polskiej przełożył się na rynek paliw płynnych i w rezultacie zanotowano wzrost konsumpcji dwóch głównych paliw silnikowych – benzyn (BS) o 5 proc. i oleju napędowego (ON) o ponad 6 proc. Pozwoliło to powrócić rynkowi benzyn do stanu z roku 2007 i utrzymać trend wzrostowy zużycia oleju napędowego. Wzrostowi sprzedaży tych dwóch paliw towarzyszył spadek konsumpcji gazu płynnego (LPG) – głównie w segmencie autogazu i butli gazowych. Podobnie jak w roku 2008, wzrost popytu na krajowym rynku został zaspokojony poprzez zwiększoną produkcję krajową dwóch głównych gatunków paliw – benzyn silnikowych i oleju napędowego. Łączny przyrost produkcji wszystkich paliw ciekłych osiągnął poziom 2 proc. i wyniósł 21,3 mln m3. Jednocześnie, podobnie jak to miało miejsce w latach poprzednich, malały dostawy paliw z zagranicy. Dla czterech głównych gatunków paliw (BS, ON, LPG, LOO – lekki olej opałowy) import i nabycia wewnątrzwspólnotowe zmalały o 5 proc., do poziomu 9 mln m3. Stanowiło to 34 proc. konsumpcji krajowej przy 37 proc. w roku 2008. W stosunku do lat poprzednich kierunki nabyć zagranicznych praktycznie nie uległy zmianie. Najwięcej oleju napędowego i benzyn silnikowych sprowadzono jak zwykle z Niemiec.

 

Konsumpcja krajowa paliw ciekłych

Korzystny wynik krajowego PKB przełożył się na wynik konsumpcji krajowej paliw ciekłych w Polsce. Sprawdziły się przewidywania Polskiej Organizacji Przemysłu i Handlu Naftowego odnośnie do wzrostu konsumpcji paliw, jednak ich skala była pewnym (pozytywnym) zaskoczeniem. Organizacja przewidywała, że wzrost osiągnie poziom 1 do 2 pkt proc. Tymczasem wzrost dla trzech głównych paliw trakcyjnych (BS, ON, LPG) wyniósł prawie 4 proc., a dodając do tego jeszcze oleje opałowe – nieco ponad 3 proc. Zapotrzebowanie na paliwa ciekłe jest pochodną wzrostu gospodarczego, a dodatkowo korzystne relacje cenowe dla benzyn silnikowych i oleju napędowego w stosunku do roku poprzedniego motywowały do większych zakupów niż przed rokiem. W rezultacie, w skali roku, wynik końcowy pokazał wzrost popytu na benzyny silnikowe i olej napędowy. Trend spadkowy z roku ubiegłego kontynuowany był w przypadku popytu na gaz płynny LPG oraz na lekki olej opałowy.

Rysunek 1. Konsumpcja paliw ciekłych w Polsce

Źródło: POPiHN

Rok 2009 dla rynku paliw był kolejnym rokiem, kiedy zapotrzebowanie na paliwa ciekłe osiągnęło poziom wyższy niż w roku poprzednim. Przedstawiona na rysunku 2 historia przyrostu konsumpcji paliw w Polsce obrazuje skalę wzrostu rynku.

Rysunek 2. Historia konsumpcji paliw ciekłych w Polsce (benzyny silnikowe – BS, olej napędowy – ON, gaz płynny – LPG, lekki olej opałowy – LOO)

Źródło: POPiHN

W ciągu ostatnich 10 lat zapotrzebowanie na główne cztery gatunki paliw ciekłych wzrosło o 46 proc., osiągając w roku 2009 poziom prawie 20 mln ton. Jeśli dołożyć do tego konsumpcję paliwa lotniczego (JET) oraz ciężkiego oleju opałowego (COO), to wynik wzrósłby do 21 mln ton. Zrealizowany wzrost konsumpcji powiązany był z podwojeniem liczby pojazdów poruszających się po naszych drogach, przy czym średnio w poszczególnych latach w kraju przybywało około miliona samochodów.

 

Sprzedaż benzyn rosła kosztem autogazu

Większość poruszających się po polskich drogach pojazdów to wciąż pojazdy z silnikami benzynowymi, wykorzystywane głównie przez użytkowników indywidualnych. Konsumpcja benzyn silnikowych wzrosła w roku 2009 o 5 proc. w stosunku do wyniku z roku 2008, co, jak wspomniano, było głównie skutkiem relatywnie korzystnych cen na stacjach benzynowych. Zużycie benzyn silnikowych, paliwa głównie wykorzystywanego przez kierowców indywidualnych, jest bardzo czułe na zmiany cen detalicznych. Potwierdza to fakt, że kiedy w II połowie 2009 r. ceny zaczęły zdecydowanie rosnąć, konsumpcja tego gatunku paliwa zaczęła spadać. Istotna dla zużycia benzyn silnikowych jest również relacja pomiędzy ceną tego nośnika energii i autogazu będącego substytutem benzyn, a także skala zapotrzebowania na autogaz. Spadek konsumpcji autogazu w roku 2009 był spowodowany głównie wycofywaniem z rynku pojazdów zużywających znaczne ilości tego paliwa, jak również odmładzaniem rynku samochodowego w kraju, a tym samym zwiększaniem się udziału we flocie samochodowej pojazdów, których nowoczesne silniki potrzebują mniejszej ilości paliwa. Wzrost produkcji krajowej benzyn spowodował, że udział towarów z importu w tej grupie produktów zmalał. W roku 2009 import stanowił jedynie 13 proc. całości dostaw konsumpcyjnych. Do wzrostu konsumpcji benzyn przyczyniła się również tzw. turystyka paliwowa w pobliżu południowej, zachodniej i północno­-wschodniej granicy Polski, co związane było z korzystnym kursem euro w stosunku do złotego.

 

Olej napędowy motorem gospodarki

Na poziom krajowej konsumpcji paliw zdecydowany wpływ ma zapotrzebowanie na olej napędowy – główne paliwo gospodarki. Rozwój gospodarki i związany z tym wzrost liczby pojazdów ciężarowych napędzanych silnikami wysokoprężnymi, dieselizacja floty samochodów osobowych, a także stale rosnąca liczba przewozów powodowały, że trend wzrostowy konsumpcji oleju napędowego z roku 2008 (4 proc.) został utrzymany, a nawet jego dynamika nieco wzrosła, osiągając na koniec roku 2009 poziom 6 proc. To zdecydowanie lepiej niż zakładano w prognozach na początku roku, jednak biorąc pod uwagę dobre wyniki polskiej gospodarki w dwóch ostatnich kwartałach roku – jest to w pełni uzasadnione. Popyt krajowy na ten gatunek paliwa został zrealizowany dzięki zwiększonej produkcji krajowej, przy jednoczesnym ograniczeniu nabyć zagranicznych. Do kompleksowego zaspokojenia potrzeb krajowych nadal wymagane jest jednak zasilanie ze źródeł zagranicznych, a poziom tego deficytu w roku 2009 określa się na 30 proc., co jest wynikiem niższym o 3 punkty procentowe niż w roku 2008.

 

Zużycie olejów opałowych malało

Zgodnie z oczekiwaniami, zanotowano dalszy spadek konsumpcji lekkiego oleju opałowego. Tym razem rok 2009 zakończył się na poziomie jedynie o 3 proc. niższym od roku poprzedniego. Spodziewano się nieco więcej, jednak korzystne ceny średnich destylatów w I połowie roku poprawiły sprzedaż. Obniżka zapotrzebowania została natomiast spowodowana dalszą redukcją wykorzystywania tego paliwa do celów trakcyjnych, stosunkowo łagodną zimą, a także zauważalnym odejściem rolników od zakupu tego typu paliwa na rzecz oleju napędowego, za zakup którego mogli otrzymać częściowy zwrot kosztów. Zmniejszenie produkcji krajowej spowodowało zwiększenie importu lekkiego oleju opałowego i wzrost udziału tego importu w zaopatrzeniu rynku do 23 proc. z 19 proc. w roku 2008.

Trzeba również zanotować spadek konsumpcji ciężkiego oleju opałowego, co należy kojarzyć z działaniami firm energetycznych ograniczających emisję CO2.

 

Struktura konsumpcji paliw ciekłych

Ogółem konsumpcja sześciu gatunków paliw (BS, ON, LPG, LOO, COO, JET) przekroczyła wynik konsumpcji z roku poprzedniego o 2,7 proc., przy czym import i dostawy wewnątrzwspólnotowe zaspokajały nadal 34 proc. zapotrzebowania krajowego. Było to o 3 pkt proc. mniej niż w roku 2008. Dostawy paliw ciekłych z zagranicy zmalały o 5 proc., czyli o prawie 500 tys. m3.

Całkowita konsumpcja ww. sześciu gatunków paliw wyniosła ponad 27 mln m3, a jej struktura została przedstawiona na rysunku 3.

Rysunek 3. Struktura konsumpcji paliw ciekłych w roku 2009 (w proc.)

Źródło: POPiHN

Rysunek 3 ilustruje dominację oleju napędowego w całości konsumpcji paliw ciekłych, a jego udział wzrósł w ciągu roku o kolejne 2 pkt proc. do poziomu 52 proc. i należy się spodziewać, że będzie wzrastać w przyszłości.

Z danych wynika również, że udział importu w konsumpcji krajowej paliw ciekłych zmalał o 3 pkt proc., jednak wciąż stanowił 34 proc. całkowitego zapotrzebowania rynku. Dostawy od zagranicznych dostawców wyniosły nieco ponad 9 mln m3.

 

Polska importerem netto paliw ciekłych

Czynniki ekonomiczne, handlowe i logistyczne skłaniają polskich operatorów do kierowania jak największych ilości paliw na rynek krajowy. Jednocześnie prowadzona jest normalna wymiana handlowa z zagranicą, choć potrzeby wewnętrzne skutecznie ograniczają ten obrót.

Rysunek 4. Bilans obrotów międzynarodowych dla paliw ciekłych (benzyny silnikowe – BS, olej napędowy – ON, gaz płynny – LPG, paliwo lotnicze – JET, lekki olej opałowy – LOO, ciężki olej opałowy – COO) w roku 2009

Źródło: POPiHN, Ministerstwo Finansów

Podobnie jak w roku 2008, w roku 2009 nadwyżka paliw przywiezionych do kraju nad wywiezionymi za granicę przekroczyła poziom 7 mln m3. Wielkość ta została zdominowana przez import oleju napędowego oraz gazu płynnego LPG.

Polska pozostała w roku 2009 eksporterem netto paliwa Jet i ciężkiego oleju opałowego, choć wielkości ekspedycji zagranicznych tych produktów znacznie zmalały.

W roku 2010 i latach kolejnych struktura bilansu obrotów międzynarodowych może ulec zmianie z powodu uruchamiania nowych instalacji programu 10+ w Grupie Lotos i nowych instalacji HON w PKN Orlen. Zwiększenie przerobu ropy i produkcji gotowych paliw powinno skutkować zwiększeniem eksportu benzyn silnikowych i ograniczeniem importu oleju napędowego. Wprawdzie dla kraju zakłada się wzrost konsumpcji paliw w następnych latach, ale jego tempo powinno być w kolejnych 2–3 latach niższe od dodatkowych ilości produktów pochodzących z nowych instalacji.

 

Co w przyszłości?

Pomimo że rynek paliw ciekłych rozwija się w Polsce w ostatnich latach bardzo dynamicznie, to i tak konsumpcja głównych gatunków paliw (BS, ON, LPG, LOO) stanowi w przeliczeniu na mieszkańca zaledwie nieco ponad połowę średniej konsumpcji paliw w Europie. Zakładając tak duży potencjał rozwoju rynku paliwowego w Polsce, wzmocniony jeszcze rosnącymi wielkościami dochodów obywateli, można śmiało założyć, że jeśli na rynku nie pojawią się silne czynniki mogące prowadzić do kryzysu gospodarczego, rynek ten będzie nadal wzrastał w tempie kilku procent rocznie. Zapotrzebowanie na olej napędowy będzie głównym czynnikiem stymulującym trwały trend wzrostowy konsumpcji paliw.

Rysunek 5. Konsumpcja paliw (benzyny silnikowe – BS, olej napędowy – ON, gaz płynny – LPG, lekki olej opałowy – LOO) w przeliczeniu na mieszkańca

Źródło: POPiHN, International Energy Agency (IEA)

Na rysunku 6 przedstawiona została projekcja zużycia paliw ciekłych w Polsce przygotowana przez Polską Organizację Przemysłu i Handlu Naftowego. Prognoza uwzględnia zjawiska obecnie zachodzące na rynku krajowym i międzynarodowym, a dodatkowo czynniki wspomagające polską gospodarkę, z których najważniejsze są szeroko rozumiane inwestycje związane z przygotowaniami do mistrzostw Euro 2012 i te realizowane z użyciem środków unijnych przyznanych Polsce na lata 2007–2013 z terminem wykorzystania do roku 2015.

Rysunek 6. Prognoza konsumpcji paliw ciekłych w latach 2010–2015 (w mln m3 i proc.)

Źródło: POPiHN

Wyniki krajowego rynku naftowego w roku 2009 – lepsze, niż zakładano przed rokiem – skłaniają do przypuszczeń, iż również w kolejnych latach, kiedy zapewne wystąpi powrót do tendencji wzrostowej gospodarki europejskiej i światowej, rynek polski będzie się stabilnie rozwijał. Wynik krajowego PKB w roku 2009 i przewidywany przez NBP wynik PKB w roku 2010 na poziomie 3 proc. pozwala przypuszczać, że wzrost rynku czterech głównych paliw na poziomie wyższym niż ubiegłoroczny ma solidne podstawy. Kolejne lata, przy uwzględnieniu założonych celów gospodarczych i możliwości wykorzystania środków unijnych przeznaczonych na działania inwestycyjne – a także inwestycje w infrastrukturę związane z mistrzostwami Euro 2012 – również pozwalają zakładać dodatnie wyniki dla rynku produktów naftowych, a głównie paliw ciekłych. Wzrost ich konsumpcji zwykle poprzedza spodziewane ożywienie gospodarcze. Wiodącym paliwem polskiej gospodarki pozostanie olej napędowy, a dieselizacja transportu będzie kontynuowana, choć w mniejszym stopniu. W prognozowanych latach należy oczekiwać zwiększenia produkcji krajowej oleju napędowego dzięki wdrożeniu do eksploatacji nowych instalacji w Grupie Lotos i PKN Orlen. Nadal jednak dla pełnego zaspokojenia rynku konieczne będą uzupełniające zakupy importowe, choć ich skala ulegnie zmniejszeniu w ciągu 2–3 najbliższych lat.

Rozmowę prowadzi Leszek Szmidtke, dziennikarz PPG i Radia Gdańsk.

Leszek Szmidtke: Sprzedaż Grupy Lotos jest częścią większej całości, nazwanej strategią rozwoju sektora paliwowego w Polsce.

Tadeusz Aziewicz: Rząd zdecydował się na rozpoznanie rynku – tak rozumiem ogłoszenie o sprzedaży 53 proc. akcji. Decyzja o przyszłości Lotosu zapadnie po analizie ofert, które przedstawią zainteresowani. Może to być zarówno zaniechanie dalszej prywatyzacji, sprzedaż mniejszego pakietu, jak i zbycie całości akcji będących w posiadaniu skarbu państwa. Możemy stawiać różne oczekiwania związane z potrzebami budżetu, koncernu lub regionu, tylko nie wiadomo, czy znajdzie się ktoś, kto będzie w stanie im sprostać. Przy tak wielu znakach zapytania związanych z branżą paliwową jest to chyba roztropne podejście.

Oczywiście rodzi się pytanie, czy czas, w którym rząd zaprasza inwestorów, jest dobry z punktu widzenia maksymalizacji wpływów do budżetu państwa. Dobiega końca inwestycja 10+ i dopiero w przyszłym roku zauważymy jej pozytywne efekty. Równocześnie wydaje się, że sytuacja Lotosu jest na tyle korzystna, że bez większych problemów będzie on w stanie spłacać kredyty zaciągnięte na modernizację. Dlatego za 2–3 lata wartość spółki będzie prawdopodobnie większa niż dziś.

Interesy naszego regionu da się pogodzić z interesami budżetu?

Minister Skarbu Państwa, przystępując do prywatyzacji Lotosu, bardzo mocno akcentuje konieczność zachowania siedziby spółki w Gdańsku i dalszego jej notowania na warszawskiej giełdzie. Wiele oczywiście zależy od inwestora, dlatego należy liczyć się z tym, że Lotos będzie częścią większej całości. W interesie regionu jest także rozwój firmy i jeżeli prywatyzacja otworzy przed Lotosem nowe możliwości, to skorzystają na tym zarówno Gdańsk, jak i całe Pomorze. Oczywiście rodzi się pytanie, czy czas, w którym rząd zaprasza inwestorów, jest dobry z punktu widzenia maksymalizacji wpływów do budżetu państwa. Dobiega końca inwestycja 10+ i dopiero w przyszłym roku zauważymy jej pozytywne efekty. Równocześnie wydaje się, że sytuacja Lotosu jest na tyle korzystna, że bez większych problemów będzie on w stanie spłacać kredyty zaciągnięte na modernizację. Dlatego za 2–3 lata wartość spółki będzie prawdopodobnie większa niż dziś.

Interes regionalny raczej nie jest priorytetem dla ministra. Interes spółki również musi ustąpić przed decydującym czynnikiem, jakim jest zysk dla budżetu. A jakie są inne kryteria?

Na pewno jakość oferty. Minister Skarbu jest odpowiedzialny za to, aby uzyskać wpływy, które będą pełnym ekwiwalentem wartości Lotosu. Mamy w pamięci sprzedaż PKO S.A. i późniejszy, potężny wzrost wartości tego banku. Takie analizy rząd musi robić, podobnie jak analizy dotyczące bezpieczeństwa energetycznego państwa. Do tego należy dołożyć diagnozę wynikającą z oceny potrzeb spółki: czy pilnie potrzebuje inwestora, a jeżeli tak, to jakie wymogi powinien on spełniać? Rząd ma przed sobą nie lada wyzwanie i rozumiem jego ostrożne podejście.

Państwo nie będzie wyzbywać się udziałów, które posiada w Orlenie. Nie będzie też łączenia obu spółek paliwowych. Minister Skarbu zamierza zostawić w swojej dyspozycji kluczową infrastrukturę przesyłową i magazynową. Możliwość prywatyzacji Lotosu jest w tej chwili testowana. Zebranie ofert ma na celu pozyskanie informacji z rynku, niezbędnych do podjęcia strategicznej decyzji. Natomiast o rozwoju spółek paliwowych powinny myśleć przede wszystkim ich zarządy.

Ale decyzja o sprzedaży takiej spółki jak Lotos powinna również wypływać z przemyślanej strategii i ustalenia, dokąd zmierzamy, jaki ma być kształt polskiego rynku paliwowego w wieloletniej perspektywie.

Państwo nie będzie wyzbywać się udziałów, które posiada w Orlenie. Nie będzie też łączenia obu spółek paliwowych. Minister skarbu zamierza zostawić w swojej dyspozycji kluczową infrastrukturę przesyłową i magazynową. Możliwość prywatyzacji Lotosu jest w tej chwili testowana. Zebranie ofert ma na celu pozyskanie informacji z rynku, niezbędnych do podjęcia strategicznej decyzji. Natomiast o rozwoju spółek paliwowych powinny myśleć przede wszystkim ich zarządy. Paweł Olechnowicz dokonał nie lada wyczynu, tworząc Grupę Lotos, i podoba mi się promowana przez niego koncepcja bałtyckiego koncernu. To dobry kierunek zarówno dla krajowego rynku, jego konkurencyjności, jak i dla regionu. Cieszyłbym się, gdyby przyszły inwestor miał wizję zbieżną z dotychczasową strategią rozwoju Lotosu i potencjał umożliwiający wzmocnienie koncernu tak, aby uzyskać skokowy wzrost wartości Grupy.

Niedawno byliśmy świadkami sprzedaży państwowej spółki energetycznej Energa innej państwowej firmie – PGE. Pytanie, czy Grupę Lotos może kupić na przykład PGNiG, jest zatem uzasadnione.

W gospodarce, podobnie jak w polityce, niemal wszystko jest możliwe. Jednak o ile w trakcie dyskusji, która toczyła się wokół wspomnianej wyżej transakcji, zwracałem uwagę na zagrożenia związane z nadmierną koncentracją, o tyle połączenie Lotosu z PGNiG nie powinno budzić niepokoju organu antymonopolowego. Natomiast ważne jest inne pytanie: co takie połączenie może dać obu firmom? Moim zdaniem stosunkowo niewiele, chociaż mogę sobie wyobrazić zarówno synergię, jak i potencjalne problemy.

Czy PGNiG powinna zostać w rękach państwowych czy być sprywatyzowana?

Firma o takim charakterze powinna pozostać we władaniu państwa. Można się zastanawiać nad zbyciem części akcji, ale większościowym udziałowcem powinien pozostać Skarb Państwa.

PGNiG uzyskało najwięcej koncesji na poszukiwanie gazu łupkowego w Polsce. Czy jednak koszt późniejszej eksploatacji złóż nie przekracza możliwości nawet tak bogatej firmy? Czy PGNiG nie będzie musiało szukać partnerów dysponujących technologią wydobycia oraz pieniędzmi?

Wydaje mi się, że racjonalne będzie pozyskanie partnera dysponującego odpowiednią technologią, ale decydentem w tej sprawie jest oczywiście zarząd PGNiG. Na początek musimy jednak sprawdzić, czy rzeczywiście mamy duże złoża gazu łupkowego i czy nadaje się on do wydobycia.

Co się zmieni, gdy nadzieje te potwierdzą wyniki badań i rozpocznie się eksploatacja?

Być może z importera gazu staniemy się eksporterem. Dostęp do złóż, czy na wcześniejszym etapie koncesja poszukiwawcza, zwiększa wartość firmy. Dlatego oprócz PGNiG koncesje posiadają lub wystąpiły o nie PKN Orlen oraz Grupa Lotos. Ewentualny sukces zmieni polską energetykę, szczególnie w aspekcie dostosowania się do wymogów pakietów klimatycznych.

Polska energetyka odejdzie od węgla?

Udział węgla zmniejszy się, ale póki co wolałbym nie rozbudzać nadmiernych nadziei. Mam jeszcze w pamięci pożar odwiertu w Karlinie i związane z tym emocje. Tym bardziej że nasze złoża będą trudniejsze w eksploatacji niż amerykańskie, a to oczywiście podniesie koszty.

Jak pan skomentuje zarzuty, że koncesje poszukiwawcze wydajemy zbyt łatwo, chaotycznie i za tanio?

Zależy nam na szybkiej i dobrej diagnozie stanu naszych zasobów, dlatego wprowadzanie dodatkowych ograniczeń dla firm poszukujących nie wydaje mi się rozsądne. Jednocześnie mamy trochę czasu na udoskonalenie prawa i procedur, dzięki którym, jeżeli nasze nadzieje się potwierdzą, będziemy mogli korzystnie udostępniać nasze bogactwa i chronić środowisko naturalne. Przykładowo: gdyby odwierty okazały się obiecujące, możemy ustawowo zmienić system opłat eksploatacyjnych.

Nie obawia się pan jednoczesnego otwarcia i eksploatacji wielu złóż?

To jest również jedna z ważniejszych decyzji i wybór o strategicznym charakterze: w jakim tempie i w jakim zakresie chcemy eksploatować wspomniane złoża. Ewentualne pojawienie się dużej ilości takiego gazu na naszym rynku będzie miało ogromny wpływ zarówno na rynek wewnętrzny, kondycje firm wydobywczych, jak i na stosunki z innymi krajami. Na dziś najważniejsze jest poznanie stanu złóż i ewentualnych kosztów eksploatacji.

Lokalne społeczności powinny mieć jakiś wpływ na proces koncesyjny, a później na wydobycie?

W ramach procesu koncesyjnego minister zasięga opinii właściwych miejscowo organów samorządu terytorialnego. W razie zaistnienia potrzeby sporządzenia raportu o oddziaływaniu na środowisko władze samorządowe również mają stosowne kompetencje. Myślę, że jest to wpływ wystarczający. Przy okazji warto przypomnieć, że gminy uzyskują dochody z opłat koncesyjnych.

Bezpieczeństwo energetyczne osiąga się miedzy innymi przez dywersyfikację. Terminal LNG w Świnoujściu jest krokiem we właściwym kierunku, podobnie jak budowa interkonektorów na południowej i zachodniej granicy Polski. Bruksela wreszcie zrozumiała znaczenie wspólnej sieci i inwestuje w połączenia oraz magazyny na terenie krajów nowo przyjętych do UE.

Czy gaz łupkowy może rozwiązać dylematy bezpieczeństwa energetycznego oraz dywersyfikacji?

Chcę w to wierzyć. Gdyby spełniły się nasze oczekiwania, to zmiany na rynku gazowym będą bardzo głębokie. Bezpieczeństwo energetyczne osiąga się między innymi przez dywersyfikację. Pierwszy próbował to czynić rząd Jerzego Buzka, dążąc do importowania gazu z Norwegii; szkoda, że następna ekipa zarzuciła ten pomysł. Terminal LNG w Świnoujściu jest krokiem we właściwym kierunku, podobnie jak budowa interkonektorów na południowej i zachodniej granicy Polski. Te inwestycje niewątpliwie wzmocnią nasze bezpieczeństwo energetyczne. Warto zwrócić uwagę, że Bruksela wreszcie zrozumiała znaczenie wspólnej sieci i inwestuje w połączenia oraz magazyny na terenie krajów nowo przyjętych do UE.

Ale integrację gazową utrudniają, być może, wieloletnie umowy zachodnich firm gazowych oraz Polski z Gazpromem.

To jest gra różnych krajów i różnych firm. Budowanie wspólnego, europejskiego rynku gazu będzie trwało przez wiele lat, dlatego zanim nastąpi pełna integracja, musimy radzić sobie w aktualnej rzeczywistości. Polska jest pograniczem UE, co stawia nas w specyficznej sytuacji.

Nord Stream będzie wówczas powodował lęki o dostawy gazu z Rosji?

Bałtycki gazociąg z Rosji do Niemiec po prostu będzie i musimy nauczyć się z tym żyć. Mam nadzieję, że Rosja z czasem zmieni podejście i nasze wzajemne relacje unormują się na tyle, że nie będziemy obawiali się wykorzystywania surowców energetycznych do realizacji celów politycznych. Ale najlepszą gwarancją bezpieczeństwa jest posiadanie własnych złóż i alternatywnych dostawców.

Dziękuję za rozmowę.

Rozmowę prowadzi Leszek Szmidtke, dziennikarz PPG i Radia Gdańsk.

Leszek Szmidtke: Poprawa infrastruktury, budowa terminalu w Świnoujściu, podpisana umowa z Rosją, wreszcie gaz łupkowy – o ile dojdzie do jego eksploatacji… Czy to wszystko może się przełożyć na zwiększenie zużycia gazu w Polsce i dorównanie do unijnej średniej?

Mikołaj Budzanowski: Jest to możliwe, ale wymaga dużej determinacji ze strony rządu i spółek należących do skarbu państwa. Większe zużycie gazu ziemnego – szczególnie kosztem węgla – będzie korzystne zarówno dla polskiej gospodarki, jak i środowiska naturalnego. Konieczność spełnienia odpowiednich norm emisyjnych, wynikających z polityki klimatycznej Unii Europejskiej, wymusi stosowanie nowych technologii i przyczyni się do unowocześnienia naszych elektrowni. Dodatkowe źródła surowca, jak Terminal LNG czy gaz pozyskiwany z łupków (oczywiście jeżeli potwierdzą się nadzieje związane z jego wydobyciem), radykalnie zmienią sytuację – Polska będzie musiała się nauczyć eksportować gaz do innych krajów. Dlatego już dzisiaj naszym priorytetem jest rozbudowa interkonektorów, czyli połączeń między naszą siecią gazociągów a systemami przesyłowymi krajów ościennych. Bez odpowiedniej infrastruktury łączącej Polskę z zachodnią i południową Europą nie mamy szans na rozwój i ekspansję na rynkach gazowych UE. W Polsce zużycie gazu per capita jest trzykrotnie mniejsze od średniej unijnej. Mamy więc sporo do nadrobienia. Dodatkowo w realizacji dużych projektów elektroenergetycznych opartych na gazie przewiduje się zwiększenie konsumpcji gazu o co najmniej 3 mld m3 w perspektywie do 2016 r.

Strefa unijnej polityki energetycznej kończy się wzdłuż biegu Odry. Głównym punktem odbioru gazu z rurociągu jamalskiego jest nie jakieś miejsce w Polsce, lecz Mallnow we wschodnich Niemczech. W naszym interesie leży zmiana tej sytuacji. Bez stworzenia warunków dla realnej dywersyfikacji dostaw nawet najlepsze regulacje prawne nie spowodują rzeczywistej liberalizacji rynku gazu.

W jakim kierunku zmierzają unijne uregulowania dotyczące rynku gazu i bezpieczeństwa energetycznego w tym sektorze?

Komisja Europejska stawia na pełną liberalizację rynku gazu poprzez rozdzielenie kontroli nad poszczególnymi rodzajami działalności, jak handel, przesył, magazynowanie i dystrybucja. Ma to zapewnić swobodny dostęp wszystkich zainteresowanych podmiotów do różnych rodzajów usług. Jednak zarówno spółki zajmujące się handlem i wydobyciem gazu, jak i kraje członkowskie UE mają swoje strategie. Często te dwa stanowiska są ze sobą sprzeczne. Komisji zależy na realizacji solidarnej, wspólnotowej polityki energetycznej, tymczasem poszczególne państwa działają na rzecz partykularnych interesów. W sensie politycznym gaz jest najtrudniejszym surowcem i często wywołuje różnice zdań. Dodatkowo istnieje przepaść między gazową infrastrukturą wschodniej i zachodniej Europy. Strefa unijnej polityki energetycznej kończy się wzdłuż biegu Odry. Polska pozostaje poza nią, z racji uzależnienia od rosyjskiego dostawcy gazu i braku interkonektorów. Głównym punktem odbioru gazu z rurociągu jamalskiego jest nie jakieś miejsce w Polsce, lecz Mallnow we wschodnich Niemczech. W naszym interesie leży zmiana tej sytuacji. Bez stworzenia warunków dla realnej dywersyfikacji dostaw nawet najlepsze regulacje prawne nie spowodują rzeczywistej liberalizacji rynku gazu.

Jak długo ten stan rzeczy się utrzyma?

Już to zmieniamy. Terminal LNG, rozbudowa sieci interkonektorów, wynegocjowane z sukcesem, korzystne postanowienia umowy gazowej z Rosją, szczególnie dotyczące zniesienia klauzuli zabraniającej reeksportu oraz zapewniające dostęp stron trzecich do gazociągu jamalskiego – to skuteczne działania obecnego rządu. Dzięki nim Polska wyjdzie ze strefy dominacji jednego dostawcy surowca i przesunie granicę wspólnoty energetycznej państw UE na linię Bugu. Do 2035 r. spółki niemieckie, francuskie czy holenderskie zawarły takie umowy na dostawy gazu rosyjskiego, które nie uwzględniają Polski. W naszym interesie jest, aby jak największa część dostaw Gazpromu dla odbiorców zachodnioeuropejskich przepływała tranzytem przez Polskę. Problemem jest brak odpowiedniej infrastruktury, dzięki której Polska byłaby włączona w europejski system. Wszyscy po części ponosimy winę za to, że po akcesji do Unii w 2004 r. Polska, Litwa, Łotwa i Estonia nie zostały podłączone do unijnej sieci przesyłowej. Na szczęście sytuacja się zmieniła i Komisja Europejska szuka nowych rozwiązań. Widać to między innymi w Europejskim Planie Naprawy Gospodarczej. Około 300 mln euro trafi do naszego kraju na dofinansowanie takich przedsięwzięć jak budowa terminalu LNG w Świnoujściu, połączeń międzysystemowych na południowej i zachodniej granicy Polski, projekt budowy w Bełchatowie systemu wychwytywania i magazynowania CO2. Unia zmierza do wspólnej infrastruktury gazowej, podobnie jak połączeń autostradowych czy linii kolejowych, i łącznie chce przeznaczyć na ten cel 3 mld euro.

Zatem pojawiające się pomysły o wspólnych dla kilku krajów zakupach gazu będą musiały poczekać do 2035 r.?

Wspólne zakupy to mało realne idee. Trudno sobie wyobrazić takie przedsięwzięcia choćby od strony ekonomicznej. Każda spółka prowadzi swoja własną politykę cenową.

Pakiety klimatyczne są już rzeczywistością, i to bolesną również dla rynków ropy oraz energii elektrycznej…

Wielu przedstawicieli branży paliwowej i energetycznej bardzo krytycznie podchodzi do takich pomysłów. Sam byłem krytykiem tych propozycji, które w pierwotnej wersji były znacznie bardziej restrykcyjne. Wszystkim krajom UE narzucono te same limity redukcyjne, nie zważając na dotychczasowe osiągnięcia w zakresie ograniczenia emisji CO2 i poziom rozwoju gospodarczego. A to Polska ma statystycznie największe osiągnięcia w redukcji emisji. Dzięki aktywnej postawie naszego rządu udało się zmienić zasady dotyczące limitów. Teraz powinniśmy jednak dostrzegać zalety płynące z ochrony klimatu, mimo że naśladowców w Ameryce lub Azji próżno szukać. Pakiet daje impuls do zmiany mentalności rządzących i społeczeństwa oraz strategii realizacji ambitnych projektów energetycznych w Polsce. Po pierwsze, budujemy elektrownie gazowe, które są znacznie mniej emisyjne, a dzięki temu przyjazne dla środowiska. Po drugie, tworzymy fundamenty pod inwestycje wykorzystujące odnawialne źródła energii. Możemy stać się potęgą, m.in. budując wielkie elektrownie wiatrowe na morzu. Po trzecie w końcu, planujemy budowę elektrowni jądrowej.

Te rozwiązania sprzyjają gazowi, można się więc spodziewać wzrostu zużycia gazu w całej Unii Europejskiej, a szczególnie w Polsce.

Spalanie gazu również emituje zanieczyszczenia. Jest to mniej więcej 1/3 tego, co powstaje przy wykorzystaniu węgla. Ale jeszcze większym poparciem cieszą się nieemisyjne sektory energetyki, w tym energetyka jądrowa i wiatrowa. Uważam, że podobnie jak inne kraje, na te właśnie sektory powinniśmy położyć największy nacisk i mocno je wspierać.

Czy w Polsce gaz stanie się istotnym surowcem w energetyce, czy też tańszy węgiel nie pozwoli na taki rozwój?

Spalanie węgla nawet przy pomocy najnowocześniejszych technologii nadal ma wysoki poziom emisji gazów cieplarnianych oraz innych zanieczyszczeń, i nie widać żadnej opłacalnej technologii umożliwiającej znaczące ich ograniczenie. Przykład instalacji CCS w Bełchatowie pokazuje, że takie rozwiązania są zbyt kosztowne i raczej mają charakter doświadczalny. Koszt inwestycji przekroczył kwotę pół miliarda euro bez szansy na zwrot w dającej się przewidzieć perspektywie. Udział węgla w energetyce będzie się stopniowo zmniejszał. Równocześnie jednym z priorytetów każdej dużej spółki energetycznej w Polsce jest inwestowanie w elektrownie gazowe Przede wszystkim mam na myśli Polską Grupę Energetyczną, Tauron, PGNiG oraz PKN Orlen. Polska ma własne złoża, z których co roku wydobywa się kilka miliardów metrów sześciennych gazu. Jeżeli rozpocznie się wydobycie gazu łupkowego, ceny tego paliwa powinny się obniżyć. Dysproporcja cenowa na korzyść węgla nie będzie trwać wiecznie. Wysoka emisyjność i związane z tym koszty uzyskiwania certyfikatów będą wpływać na wzrost cen energii elektrycznej wytwarzanej w elektrowniach opalanych węglem. Niskoemisyjna gospodarka stała się faktem, od tego nie ma odwrotu. Należy wygrać ten moment dla polskiego przemysłu energetycznego. Kluczem są nowe inwestycje oraz pełne zaangażowanie w sektor badań i rozwoju.

Orlen i Lotos poszły w pewnym sensie w poprzek globalnym trendom. Światowe koncerny dużo bardziej koncentrowały się na złożach, polskie firmy inwestowały w przerób ropy.

Złoża zawsze były dla takich firm atrakcyjne, gdyż największy biznes robi się właśnie na wydobyciu. Polskie rafinerie są specyficzne, gdyż to nie tylko instalacje do przerobu ropy, ale także rynki zbytu. Polska to ponad 38 mln mieszkańców i prawie 20 mln zarejestrowanych samochodów. Wprawdzie w krajach Europy Zachodniej zamyka się rafinerie, ale wyłącznie takie, które są pozbawione marki i w zasadzie są tylko miejscem przerobu. Polskie firmy mają stabilną, silną pozycję na rynku, wyrobioną markę, sieć hurtową, detaliczną, a ponadto są doskonale położone dla dostaw surowca.

Słabą stroną polskich firm paliwowych jest brak znaczących złóż ropy. Zabrakło pomysłów na własne wydobycie zarówno w kraju, jak i poza jego granicami: na Morzu Północnym, w Afryce czy na Bliskim Wschodzie. Niestety, w Polsce polityka wzięła górę nad biznesową strategią i na przykład kupiono litewskie Możejki, czyli kolejną rafinerię bez dostępu do złóż i działającą na stosunkowo małym rynku.

Nie mają jednak znaczących złóż ropy naftowej.

To rzeczywiście jest ich słaba strona. Zabrakło pomysłów na własne wydobycie zarówno w kraju, jak i poza jego granicami: na Morzu Północnym, w Afryce czy na Bliskim Wschodzie. Błędy popełnione 10 lat temu dziś mocno się odbijają na naszych firmach. Dominujący na polskim rynku i mający choćby 600 stacji benzynowych w Niemczech Orlen nie posiada złóż. Porównywalny wielkością węgierski MOL jest trzykrotnie więcej wart dzięki swoim zasobom ropy. Niestety, w Polsce polityka wzięła górę nad biznesową strategią i na przykład kupiono litewskie Możejki, czyli kolejną rafinerię bez dostępu do złóż i działającą na stosunkowo małym rynku.

Jakie będą konsekwencje tego opóźnienia?

Nigdy nie jest za późno na realizację ambitnych pomysłów. Jednak w efekcie zadłużenia na mało rentownych inwestycjach obie polskie spółki paliwowe nie mogą sobie pozwolić na poważne programy wydobywcze.

Jakie to będzie miało znaczenie przy sprzedaży Grupy Lotos?

Mamy konkretną wizję rozwoju tej spółki. Dlatego poszukujemy dzisiaj inwestora branżowego, który będzie mógł zapewnić dynamiczny rozwój rafinerii gdańskiej. Przyjęliśmy listę konkretnych warunków, które będą przedmiotem negocjacji między nami i przyszłym właścicielem Grupy Lotos.

Czy to dobry czas na sprzedaż?

Z perspektywy rozwoju spółki to odpowiedni moment na dalszą prywatyzację. Ale ostatecznie to rynek zweryfikuje, czy jest zainteresowanie kupnem aktywów rafineryjnych w Polsce.

Dobiega końca olbrzymi, jak na polskie warunki, inwestycyjny Program 10+. Czy te kilka miliardów złotych zostało dobrze wydanych?

Rynek paliw, zwłaszcza konsumpcja oleju napędowego w Polsce, cały czas rośnie. Polska musi importować ok. 3 mln ton oleju napędowego. Ten deficyt powinien zostać wyrównany po finalizacji Programu 10+. Z tej perspektywy to zapewne trafiona inwestycja i z pewnością lepsza niż decyzja o zakupie rafinerii na Litwie. Ale prawdziwym weryfikatorem będzie 2011 r.

Na takiej inwestycji można budować plany europejskiej ekspansji?

Jestem zwolennikiem samodzielnego budowania siły na rodzimym rynku. Nasze spółki są za słabe, żeby wchodzić w międzynarodowe konsorcja. Wejście z udziałem kapitałowym na poziomie 10–20 proc. nie daje realnego wpływu na najważniejsze decyzje takiego przedsięwzięcia. Węgierski MOL jest, moim zdaniem, dobrym przykładem tego, jak powinien wyglądać rozwój spółki.

Przed panem stoi pytanie o kierunek rozwoju. Czy to będzie model niemiecki, gdzie są same prywatne rafinerie, czy też utrzymywanie silnej własności państwowej?

Jesteśmy w innej sytuacji niż Niemcy. Znajdujemy się na obrzeżach Unii. To peryferyjne położenie powoduje, że jesteśmy bardziej uzależnieni od jednego producenta i dostawcy paliw. Nie możemy sobie pozwolić na pełne wyzbycie się własności państwowej w sektorze paliwowym. Dlatego trudno sobie wyobrazić, żeby skarb państwa sprzedał swoje udziały w Orlenie. Grupa Lotos jest znacznie mniejszą rafinerią, o mniejszym udziale w rynku. W rękach państwa pozostaną również aktywa logistyczne, jak grupa kapitałowa PERN „Przyjaźń” S.A. oraz Naftoport. Ze względu na wrażliwość sektora decyzja o prywatyzacji Lotosu była głęboko przemyślana – jej celem jest zapewnienie możliwości dalszego rozwoju spółki, a nie konieczność zasilenia budżetu.

Jak ma docelowo wyglądać rynek gazu?

Własność państwowa zostanie zachowana, i to w jeszcze większym stopniu niż na rynku paliwowym. To oczywiście nie oznacza, że nie powinniśmy się zastanawiać nad dalszą prywatyzacją takiej spółki jak PGNiG. Jeśli chodzi o wymiar inwestycyjny, to przede wszystkim należy realizować zawarty w spec­-ustawie w zakresie terminalu LNG program rozbudowy infrastruktury gazowej w Polsce do 2014 r. Obejmuje on budowę ok. 1000 km gazociągów przesyłowych, budowę i rozbudowę czterech wielkich podziemnych magazynów na gaz oraz połączeń międzysystemowych. To inwestycje warte ok. 12 mld PLN. Przygotowujemy też tzw. prawo gazowe, które będzie wdrażało nowe rozwiązania unijne na rynku gazu. To przełomowy okres w dziejach polskiego gazownictwa.

Wiele światowych koncernów paliwowych nie tylko wzmacnia wydobycie, ale też przeobraża się w konsorcja energetyczne. Czy polskie spółki również podążą tą drogą?

Zmiany, które nastąpiły na polskim rynku energetycznym w związku z polityką klimatyczną, dają szansę na realizację ambitnych projektów. Ten moment trzeba wykorzystać, najlepiej jeśli zrobią to polskie podmioty, dlatego wspieramy i inicjujemy działania mające na celu wzmocnienie ich pozycji poprzez zaangażowanie w produkcję energii elektrycznej. To początek budowy spółek multienergetycznych, z szerokim wachlarzem usług. Chwilę tę wykorzystały PGNiG oraz PKN Orlen, które przystąpiły do realizacji pierwszych projektów energetycznych opartych na gazie we Włocławku i Stalowej Woli. Niezależnie od tego spółki paliwowe powinny się jednak skupić na swoim core­-businessie, czyli wydobyciu i przetwarzaniu ropy. Większe złoża ropy w kraju i za granicą ma PGNiG. Wprawdzie to spółka gazowa, ale ropa i gaz często występują razem. Spółka ta również zamierza budować elektrownie na gaz. Natomiast Orlen i Lotos powinny zacząć od budowy know­-how w swoich spółkach wydobywczych. Kilka miesięcy temu w Rumunii ogłoszono konkurs na złoża. Nie wystartowała żadna z naszych firm, zrobili to natomiast Węgrzy i MOL stał się ich udziałowcem. Na marginesie warto dodać, że takie przedsięwzięcia wymagają wsparcia rządowego i krajowe firmy w takich sytuacjach powinny blisko współpracować z instytucjami rządowymi. Dzięki takiemu wsparciu PGNiG kupił koncesje w Libii i Egipcie. Model, ku któremu powinny nasze spółki zmierzać, to właśnie koncern zintegrowany, z istotnym udziałem własnego wydobycia.

George Soros inwestuje w poszukiwania gazu łupkowego w Polsce. To dobra wiadomość?

Zaangażowanie Georga Sorosa nie jest duże. Ważniejsze, że amerykańskie koncerny, jak na przykład Marathon Oil czy Chevron, zaangażowały się w poszukiwania. Wydaliśmy około 70 koncesji, większość dla firm zza oceanu. Rozczarowuje nieco, że Amerykanie pierwsi się ustawili w kolejce po koncesje, podczas gdy nasze koncerny długo się zastanawiały.

Na to też są potrzebne pieniądze, których w Orlenie i PGNiG teraz nie ma.

Ważne jest zagwarantowanie sobie koncesji, co umożliwia prowadzenie badań. Później można wchodzić w partnerstwa z zagranicznymi firmami wydobywczymi. Nasze spółki, a szczególnie PGNiG, znają uwarunkowania prawne i środowiskowe, więc będą pożądanymi partnerami. Musimy również opracować rodzaj mapy drogowej dla wydobycia gazu łupkowego w Polsce i określić rolę polskich podmiotów w jego potencjalnym wydobyciu.

Proces koncesyjny jest przyjazny dla poszukujących złóż gazu w Polsce. Są natomiast dwie poważne bariery związane z wydobyciem: ochrona środowiska oraz kwestia własności gruntów. Mamy kilka lat, żeby przygotować odpowiednie uregulowania zarówno od strony podatkowej, jak i ochrony środowiska.

Polska jest dobrze przygotowana na tak duże zainteresowanie?

Proces koncesyjny jest przyjazny dla poszukujących złóż gazu w Polsce. Czy będzie wydobywany i na jakich zasadach – to inna sprawa. Są natomiast dwie poważne bariery związane z wydobyciem: ochrona środowiska oraz kwestia własności gruntów. Mamy kilka lat, żeby przygotować odpowiednie uregulowania zarówno od strony podatkowej, jak i ochrony środowiska.

Gaz łupkowy powiązany jest z niezależnością surowcową, z dywersyfikacją dostaw. Czy to jest właśnie kierunek, w którym zmierzamy?

Gaz łupkowy jest na razie znakiem zapytania, podczas gdy już realizujemy konkretne rozwiązania na rzecz dywersyfikacji dostaw gazu. Budujemy terminal LNG w Świnoujściu. Inwestycja będzie gotowa w 2014 r. Będzie to pierwszy gazoport na Morzu Bałtyckim i dzięki niemu będziemy mogli odbierać dostawy gazu drogą morską z dowolnych miejsc na świecie. Jest to, póki co, najważniejsza inwestycja Polski w celu uniezależnienia się do dominującego dostawcy surowca. Odpowiedzialny rząd nie buduje bezpieczeństwa energetycznego na znakach zapytania i niewiadomych. Gaz łupkowy może stać się natomiast dziejową szansą dla naszego kraju na dokonanie skoku cywilizacyjnego. Rozsądne, planowane z wyprzedzeniem działania mogą stworzyć naprawdę silny impuls dla rozwoju całej gospodarki. Dołóżmy wszelkich starań, aby to marzenie mogło się spełnić.

Mówiąc o dywersyfikacji, mam też na myśli dostawy kaspijskiej ropy, a może nawet ze złóż arktycznych.

Nie wiadomo, jak się rozwiną te pomysły. Problemem jest charakter tych projektów – wysokie koszty i duża liczba partnerów. Im więcej krajów zaangażowanych w takie przedsięwzięcia, tym mniejsze szanse na realizację. Doskonałym przykładem jest Sarmatia. Projekt wyglądał bardzo obiecująco, ale zbyt wiele pomysłów na jego realizację i brak gwarancji dostaw surowca stanowią bardzo poważną przeszkodę w praktycznym funkcjonowaniu tej spółki. Nie bardzo wierzę, że tak sprzeczne interesy uda się pogodzić. Złoża arktyczne to jeszcze trudniejszy problem niż na przykład łupki. Międzynarodowych uregulowań praktycznie nie ma, więc przed nami długie lata rozmów pomiędzy najbardziej zaangażowanymi i zainteresowanymi państwami.

Dziękuję za rozmowę.

Załamanie się systemu finansowego

Kryzys ekonomiczny, który rozpoczął się krachem finansowym we wrześniu 2008 r., nie jest typowym kryzysem. Nie jest to też zjawisko charakteryzujące cykliczność rozwoju ekonomicznego. Obecny kryzys to rezultat praktyk kredytowych, które doprowadziły główne waluty światowe (dolar amerykański, euro, funt szterling) do pozbawienia podstaw gotówkowych. W sensie technicznym tzw. mnożnik pieniądza został doprowadzony do stratosferycznej wartości. W najbardziej optymistycznych ocenach wynosi on 50, ale ze względu na kompleksowość systemu finansowego może wynosić 500, 1500 lub więcej. Warto przypomnieć, że w zdrowym systemie finansowym jego wartość znajduje się pomiędzy 5 a 10; wskaźnik na poziomie 7,36 był przed laty tzw. złotym standardem Banku Anglii.

Główne waluty rezerw światowych, czyli nośniki i „przechowalnie” wartości, straciły wiarygodność. Po niedawnym greckim „dołku” przyszła kolej na Irlandię. Oceny takie jak Nialla Fergusona, że gangrena utraty płynności dotrze także do Japonii i Stanów Zjednoczonych, są od dłuższego czasu dość powszechne. Płynność finansowa światowego systemu walutowego opartego na dolarze amerykańskim zależna jest tylko od coraz większego wykupu amerykańskich długów przez Chiny – czyli dodruku pieniądza bez pokrycia. W rezultacie rezerwy dolarowe Chin rosną, podobnie jak amerykańskie zadłużenie. Inne, znacznie mniejsze zachodnie waluty wyglądają niewiele lepiej. Po piramidzie tanich kredytów tworzy to kolejną piramidę. Taka struktura relacji finansowych jest nie do utrzymania. Stąd ostrzeżenia.

Dopóki Chiny będą „napędzać” tę piramidę, system będzie działał. Lecz „dopóki” nie jest wiecznością. Chiny muszą zachowywać się jak dobry hazardzista, który w pewnym momencie będzie musiał odejść od stołu, maksymalizując swoją pozycję. Zanim się tak jednak stanie, Chiny starają się zmaksymalizować realną wartość i trwałość swoich rezerw.

 

Surowce nowym parytetem walut

Obecnie wiele krajów, które mają nadwyżki gotówkowe, w tym przede wszystkim Chiny, poszły w świat na zakupy, aby zamienić jak największą ilość rezerw dolarowych (i innych walut zachodnich) na „towar”, którego wartość jest w długiej perspektywie niezależna od sytuacji ekonomicznej świata. Jednym z takich „towarów”, oprócz inwestycji w infrastrukturę, są bogactwa naturalne, czyli surowce. Zakupy te mają bardzo zdywersyfikowany charakter: od długoterminowych kontraktów dostawczych zapłaconych z góry (czyli dolary teraz za długoletnie dostawy), poprzez zakupy firm poszukujących i wydobywających surowce, po umowy praw licencyjnych bezpośrednio z władzami wielu krajów.

W rachunku ekonomicznym firmy ze Stanów Zjednoczonych i innych krajów zachodnich nie mają szans w konkurencji z firmami z Państwa Środka. Ich proces inwestycyjny oparty jest na rachunku pożyczonego pieniądza. Zatem każdy zainwestowany dolar kosztuje: np. 10 dol. ma roczny koszt 1 dol. przy stopie procentowej 10 proc. Rachunek chińskich firm ma zupełnie inny charakter. Dysponują one dostępem do monstrualnych rezerw gotówkowych państwa rzędu 3–4 bln dol., które są narażone na wysokie ryzyko utraty wartości. Na podstawie transakcji firm chińskich można ocenić, że po uwzględnieniu tego ryzyka wartość 1 dol. wynosi 50–70 centów. Zatem to, co dla firmy zachodniej przedstawia wartość 1 dol., dla firmy chińskiej ma wartość 1,42–2 dol. Zarówno politycy, jak i wielu ekonomistów oraz finansistów nie zrozumiało jeszcze tego fundamentalnego zjawiska. Stąd dość powszechne przekonanie na rynku, że Chiny przepłacają. W Polsce przykładem tego jest wygrany przetarg na budowę dwóch odcinków autostrady A2 przez China Overseas Engineering Group. Ofertę chińską błędnie oceniano jako zaniżoną poniżej stopnia opłacalności i nawet wywołało to protesty. Taka ocena wynikała z braku zrozumienia, że rachunek ekonomiczny firm chińskich ma zupełnie inne podstawy niż zachodnich: jest to rachunek pozbywania się pieniądza, który może utracić wartość, a nie obsługa zadłużenia.

Na tym tle posiadanie przez kraj surowców i kompetentne nimi zarządzanie staje się fundamentem sukcesu stabilizacji ekonomicznej. Nie jest przypadkiem, że kraje zachodnie, które pod tym względem są wiarygodne – Australia, Norwegia czy Kanada – są przykładami sukcesu gospodarczego w dzisiejszych czasach kryzysu. W obecnej sytuacji, kiedy główne waluty zachodnie pozbawione są podstaw i wartości, wiarygodność opiera się na surowcach. Jest to dość oczywisty wybór: doświadczamy ciągłego przyrostu ludności i rozwoju gospodarczego świata, a surowców nie przybywa. Zatem stają się one oczywistą długoterminową lokatą kapitału.

Jednak samo posiadanie bogactw naturalnych przez kraj nie jest gwarancją stabilizacji waluty czy rozwoju danego kraju. Wręcz przeciwnie, może stać się przekleństwem. Krańcowym tego przykładem jest wiele krajów afrykańskich. Do sukcesu potrzebna jest umiejętność zarządzania rozwojem poszukiwania i eksploatacji surowców.

 

Niewykorzystany potencjał

Od 1945 r. wydobycie surowców w Polsce było częścią systemu nakazowo­-rozdzielczego państwowej gospodarki. Mimo że nie było to zapisane w prawie, doprowadziło w praktyce do sytuacji, w której państwowe monopole zarządzały poszukiwaniem i wydobyciem poszczególnych surowców, które traktowały jako własne bogactwo. Na rynku nie było konkurencji, która sprzyja efektywności i produktywności. Co najwyżej istniały rankingi współzawodnictwa pracy, które w żaden sposób nie przekładały się na realną wolnorynkową konkurencję.

Nie było także podatków, tzw. royalties, lub innych istotnych opłat związanych z wydobyciem surowców. Inaczej mówiąc, wydobyty surowiec był własnością firmy. Dopóki firmy surowcowe należały do państwa, pozornie nie miało to znaczenia. Bo czy państwo uzyskiwało dochód poprzez dywidendę, podatki czy inne opłaty, teoretycznie nie powinno robić różnicy. Jednak ekonomiczna rzeczywistość jest taka, że każda firma, nawet państwowa, chce jak najmniej oddawać ze swoich przychodów. W rezultacie państwowe monopole surowcowe, nie tylko w Polsce, operujące według powyższych zasad, są nieefektywne i generują olbrzymie wydatki. W niektórych przypadkach wręcz budują alternatywne systemy i struktury w stosunku do państwa, takie jak służba zdrowia, opieka społeczna, ośrodki wypoczynkowe lub opieki, siły porządkowe, organizacje sportowe, transport itd. Jest to nie tylko ekonomiczna patologia. To także wypaczenie istoty surowców jako bogactw narodowych: nie wszyscy obywatele są ich równymi beneficjentami; „najrówniejsi” są ci, którzy je wydobywają. W powiązaniu z firmami­-kontrahentami tworzy to cały „ekosystem” gospodarczych patologii.

Mimo że minęło ponad 20 lat od wprowadzenia w Polsce gospodarki wolnorynkowej, bardzo niewiele się pod tym względem zmieniło, choć zaszły częściowe procesy prywatyzacyjne. Przedstawiony powyżej system gospodarowania bogactwami naturalnymi przetrwał w istocie do dzisiaj. Wraz z nim pozostało przekonanie, że prywatyzacja firmy wydobywającej surowce jest prywatyzowaniem własności samego surowca. Jest to odzwierciedlone w postawach załóg, które wydobywany surowiec traktują jak własne bogactwo. Ma to także odbicie w opinii społecznej, której znaczna część traktuje jakikolwiek udział podmiotów prywatnych jako przykład „wyprzedawania” – w podtekście za darmo – bogactw naturalnych będących własnością narodową.

 

Zmieńmy sposób myślenia

W ten obraz zaczęło się wpisywać i zakłócać go pozyskanie licencji na poszukiwanie gazu łupkowego przez wiele zachodnich firm. Z jednej strony nie ulega wątpliwości, że żadna polska firma nie jest w stanie ani sfinansować, ani technologicznie przeprowadzić kampanii poszukiwawczej gazu łupkowego. Z drugiej strony istotnym magnesem, który zachodnie firmy przyciągnął, są bardzo niskie opłaty od wydobywanego gazu. Gwarancją ich trwałości są rodzime firmy: opłat tych nie można w warunkach prawnych zróżnicować tak, aby podnieść je dla firm prywatnych lub zagranicznych, a zachować na niskim poziomie dla podmiotów państwowych lub rodzimych. W rezultacie adoptowanie podmiotów prywatnych w ramach systemu gospodarowania surowcami ze słusznie już minionej epoki może okazać się bardzo kosztowne dla państwa. Nie jest ono w stanie zmaksymalizować dochodów z surowców, ponieważ na przeszkodzie ku temu stoją rodzime firmy, które pierwsze mogą zostać doprowadzone do bankructwa. Jednak alternatywą nie jest zaniechanie rozwoju wydobycia gazu łupkowego (jak i innych surowców), także oparte na podmiotach prywatnych lub zagranicznych. Są one źródłem kapitału inwestycyjnego oraz technologicznego i operacyjnego know­-how. Należy gospodarkę bogactwami naturalnymi urynkowić.

Obecna gorączka gazu łupkowego zmusza także do innej refleksji. Polska jest krajem bardzo zasobnym w niektóre surowce. Jesteśmy potęgą węgla kamiennego i brunatnego. Mamy bardzo duże ilości miedzi oraz metali z nią występujących, takich jak srebro. Mamy także, w stosunku do własnych potrzeb, bardzo dużo gazu ziemnego w tradycyjnych złożach.

Negocjacje z Rosją w sprawie zakupu dodatkowych ilości gazu ukazały, że gospodarka surowcowa, po 20 latach od przejścia na system wolnorynkowy, pozostawia wiele do życzenia. Przecież polskie zagospodarowane zasoby gazu ziemnego są 50 razy większe od dodatkowych ilości, jakie rocznie Polska chce kupować od Rosji.

Negocjacje prowadzone z Rosją od ponad roku w sprawie zakupu dodatkowych ilości gazu (2 mld m³ rocznie) ukazały, że gospodarka surowcowa, po 20 latach od przejścia na system wolnorynkowy, pozostawia wiele do życzenia. Przecież polskie zagospodarowane zasoby gazu ziemnego są 50 razy większe od dodatkowych ilości, jakie rocznie Polska chce kupować od Rosji. Potwierdzone zasoby przemysłowe stanowią drugie tyle. A w tle są zasoby perspektywiczne na poziomie 1,78 bln m³. W tej sytuacji niedobór dodatkowych 2 mld m³ rocznie gazu nie ma racjonalnego wytłumaczenia.

 

Urynkowić – ale jak?

Zasady urynkowienia zarządzania surowcami naturalnymi powinny łączyć dwa cele: kontrola strategiczna państwa oraz maksymalizacja efektów ekonomicznych.

Licencjonowanie poszukiwania i wydobycia powinno być oparte na przetargach otwartych dla wszystkich podmiotów, które zaakceptują ich warunki. Podstawowym warunkiem wygrania przetargu powinny być zobowiązania inwestycyjne maksymalizujące rozwój. W większości przypadków sprowadza się to w dużym stopniu do jak największych zobowiązań finansowych oraz wykazania się posiadaniem odpowiedniego know­-how. Jednak firma wygrywająca przetarg nie uzyskiwałaby 100 proc. licencji. Z zasady uzyskiwałaby jej część (z reguły większość), np. 51 proc. Pozostałe mniejszościowe części zostałyby zaoferowane na takich samych zasadach, jakie zaoferował wygrywający przetarg, pozostałym 3–4 podmiotom, które go przegrały. Dotychczasowe doświadczenia innych krajów wskazują, że takie oferty zostają z reguły przyjęte.

Taka dywersyfikacja ma kilka celów. Po pierwsze, działalność poszukiwawczo­-wydobywcza bogactw naturalnych obarczona jest sporym ryzykiem. Przyznawanie licencji w sposób opisany powyżej zapobiega wyłonieniu się jednej lub dwóch firm, które zdominowałyby rynek, co z natury rzeczy jest wypaczeniem zasad wolnej gospodarki, sprzyja natomiast powstaniu i utrzymaniu się konkurencji wśród firm surowcowych. Po drugie, rozwój bogactw naturalnych bardzo często napotyka obiektywne i nieprzewidywalne z góry trudności. W wielu przypadkach problemem ze strony państwa zarządzającego licencjami jest stwierdzenie, czy trudności mają charakter obiektywny, czy też firma szuka sposobu na zmianę i polepszenie warunków kontraktu. O ile w przypadku jednego przedsiębiorstwa posiadającego licencję taka taktyka mieści się w sposób naturalny w pragmatyce zarządzania, o tyle w sytuacji, gdy w grę wchodzi kilka firm, stawałoby się to zmową, która pomiędzy firmami cieszącymi się dobrą reputacją jest znacznie trudniejsza. Po trzecie, wspólne zarządzanie jedną licencją przez kilka firm zmusza je w naturalny sposób do dzielenia się know­-how, co sprzyja lepszemu rozwojowi i transferowi technologii do rodzimych podmiotów.

 

Rola państwa

Pierwszą rolą państwa byłoby zachowanie praw właścicielskich oraz jasno określonej kontroli strategicznej. Np. w przypadku wydobycia gazu państwo zachowywałoby prawo pierwokupu w razie braków na lokalnym rynku, według formuły cenowej określonej już w warunkach przetargu. Drugą rolą jest maksymalizacja dochodu państwa z tytułu wydobytych surowców poprzez opłaty takie jak royalties oraz podatki (związane z danymi surowcami). W tym przypadku obowiązywałaby dość prosta teoretycznie zasada: opłaty muszą być maksymalnie wysokie, jednak nie tak wysokie, aby ograniczały konkurencję między prywatnymi firmami poszukiwawczo­-wydobywczymi, uniemożliwiając nowym podmiotom wejście na rynek czy zmuszając firmy już funkcjonujące do jego opuszczenia. Jak wysokie mogą to być docelowo dochody, nawet w bardzo trudnych, czyli kosztownych warunkach poszukiwawczo­-wydobywczych, pokazuje Norwegia, gdzie podatek od zysku od wydobytych węglowodorów wynosi 78 proc.

Prerogatywą państwa jest prowadzenie własnej polityki gospodarczej, dlatego wyjątki od wolnorynkowych reguł są możliwe, np. w postaci pewnych preferencji dla rodzimych spółek. Jednakże takie wyjątki muszą mieć bardzo ograniczony charakter – aby nie unicestwić zasad wolnorynkowej konkurencji.

Na maksymalizowaniu dochodu państwa z surowców korzystać będą wszyscy. Całościowe obciążenia podatkowe mogą być wtedy niższe lub państwo może więcej inwestować w infrastrukturę czy tworzyć zabezpieczenia. W rezultacie korzyści będą płynąć bezpośrednio do wszystkich podmiotów gospodarczych, a bogactwa naturalne staną się źródłem bogactwa wszystkich obywateli.

W efekcie takiego podejścia węgiel, miedź lub gaz ziemny produkowany w Polsce nie będzie tańszy niż na rynkach światowych. Jest to wbrew często przejawianej intuicji: skoro Polska ma gaz, to gaz powinien być w Polsce tani. To zakłada dyskryminację tych, których działalność nie wymaga dużych ilości gazu. Korzyści z bogactw naturalnych nie powinny uprzywilejowywać ich największych konsumentów. Natomiast na maksymalizowaniu dochodu państwa z surowców korzystać będą wszyscy. Całościowe obciążenia podatkowe mogą być wtedy niższe lub państwo może więcej inwestować w infrastrukturę czy tworzyć zabezpieczenia na przyszłość (np. emerytalne). W rezultacie korzyści będą płynąć bezpośrednio do wszystkich podmiotów gospodarczych, a bogactwa naturalne staną się źródłem bogactwa wszystkich obywateli. Warto zaznaczyć, że uprzywilejowywanie poszczególnych branż, np. poprzez tańszy surowiec, w warunkach gospodarki globalnej wcale nie ma dla nich zbawiennego charakteru. Przywileje nie są bowiem źródłem bogactwa, lecz przyczyną niskiej produktywności czy wręcz niegospodarności.

 

Gaz łupkowy jak Morze Północne

W obliczu gorączki gazu łupkowego nadszedł czas na wprowadzanie racjonalnych, wolnorynkowych zasad gospodarki surowcami. Zaprezentowane wyżej zasady w dużym stopniu wypracowano przez ostatnie 40 lat w procesie rozwoju wydobycia ropy naftowej i gazu ziemnego w Wielkiej Brytanii i Norwegii. Istnieje także zaskakujące podobieństwo pomiędzy perspektywami na rozwój wydobycia węglowodorów na Morzu Północnym 40 lat temu oraz gazu łupkowego w Polsce obecnie. W obu przypadkach możliwości rozwojowe największych firm naftowych świata, liderów technologicznych i finansowych w branży, są bardzo ograniczone. Firmy te potrzebują nowych frontów rozwoju nie tylko, aby się rozwijać, ale aby przetrwać. W obu przypadkach zasadniczo wiadomo, że zasoby istnieją, ale nie wiadomo, czy były/są ekonomicznie opłacalne w eksploatacji. W obu przypadkach technologie poszukiwania i wydobycia istniały bądź istnieją. Nie były/nie są natomiast sprawdzone w nowych warunkach. W pierwszym przypadku było to zastosowanie offshorowych technologii w trudnych warunkach Morza Północnego, w drugim – zastosowanie technologii wydobycia gazu łupkowego w Polsce (w innych warunkach niż amerykańskie). W obu przypadkach zarówno Wielka Brytania lat 70. i 80., jak i obecnie Polska nie mają kapitału państwowego, aby sfinansować rozwój. Musiał/musi on być oparty na kapitale prywatnym. Idąc dalej tym tropem, zasoby wydobywalne węglowodorów na Morzu Północnym (a także Norweskim) okazały się po latach wielokrotnie większe niż pierwotnie zakładano, i przez ten pryzmat należy postrzegać obecne szacunki gazu łupkowego w Polsce na poziomie 3 bln m³.

 

Surowce fundamentem finansów państwa

Niezależnie od tego, jakie w efekcie okażą się złoża gazu łupkowego, Polska jest już potęgą miedziową i węglową. Jest też bardzo zasobna w gaz ziemny i ma perspektywy, by stać się potęgą także w tej dziedzinie. Jednak jak pokazały lata 70. XX wieku w Polsce, a na co dzień przypomina o tym wiele krajów z Rosją na czele, nie wystarczy być potęgą produkcyjną. Państwo powinno zmaksymalizować korzyści z surowców, wprowadzając racjonalną, wolnorynkową gospodarkę w sferze poszukiwania i wydobycia bogactw naturalnych, tak aby wszystkie gałęzie gospodarki na tym korzystały. Nie jest przypadkiem, że kraje, które potrafiły to zrobić, takie jak Kanada, Holandia, Australia i Norwegia, są przykładem stabilizacji gospodarczej na bardzo wysokim poziomie.

W ekonomii bogactw naturalnych obowiązuje ewangeliczna zasada: Każdemu bowiem, kto ma, będzie dodane, tak że nadmiar mieć będzie. Temu zaś, kto nie ma, zabiorą nawet to, co ma. Nie chodzi w tym przypadku o posiadanie samych surowców, ale o umiejętność gospodarowania nimi tak, aby korzyści płynęły dla całego społeczeństwa. Kontrast takich krajów jak Norwegia i Gwinea Równikowa, Kanada i Turkmenistan najlepiej ukazuje, jak ta zasada działa w praktyce.

Zapewne Polska nie będzie nigdy globalną potęgą surowcową. To tym bardziej zmusza do lepszego gospodarowania bogactwami naturalnymi, tak aby maksymalizować korzyści płynące z nich dla całego państwa.

Sama tylko reforma, przeprowadzona w sposób wiarygodny, wprowadzająca zasady konkurencji do gospodarki surowcowej maksymalizującej dochody państwa, podniosłaby wiarygodność Polski na rynkach finansowych, poprawę tzw. ratingu. A to w efekcie obniżyłoby koszt obsługi długu publicznego i szybszą jego spłatę. Polska nie będzie zapewne nigdy globalną potęgą surowcową. To tym bardziej zmusza do lepszego gospodarowania bogactwami naturalnymi, tak aby maksymalizować korzyści płynące z nich dla całego państwa. Tak, aby było dodane, aby nadmiar mieć.

Rozmowę prowadzi Leszek Szmidtke, dziennikarz PPG i Radia Gdańsk.

Leszek Szmidtke: W polskim bilansie energia produkowana z gazu stanowi około 3 proc. Średnia europejska wynosi nieco ponad 20 proc. Również gospodarstwa domowe w naszym kraju zużywają znacznie mniej gazu niż europejska średnia. Jeżeli do tego dołączymy politykę Komisji Europejskiej, to gaz ma dobre perspektywy.

Sławomir Hinc: Tak. W energetyce przyjęcie unijnych pakietów klimatycznych ograniczy zużycie węgla. Ponadto preferowanie energetyki odnawialnej, szczególnie wiatrowej, cechującej się dużą niestabilnością, zmusza do uzupełniania produkcji energii elektrycznej produkcją pochodzącą z elektrowni gazowych.

Póki co, niemal cała energetyka opiera się na węglu. Tymczasem elektrownie gazowe trzeba dopiero wybudować i to będzie kosztowna inwestycja.

3 proc. udział energii produkowanej z gazu pokazuje skalę przyszłych inwestycji, ale też elektrownie węglowe w większości są przestarzałe i również wymagają modernizacji lub zastąpienia nowymi. Jeszcze większe pieniądze trzeba wydać na energetykę jądrową, więc w każdym przypadku mówimy o miliardach złotych.

Ile elektrowni gazowych buduje lub zamierza wybudować PGNiG?

Kończymy projekt budowy elektrociepłowni w Stalowej Woli. Naszym partnerem jest Tauron. Budujemy kilka lokalnych elektrowni stosujących skojarzone wytwarzanie energii elektrycznej i cieplnej, między innymi nieopodal naszego magazynu w Wierzchowicach. Podobne inwestycje mogą powstać przy magazynach w Mogilnie i Kosakowie. Planowaliśmy razem z Energą i Lotosem inwestycje w Gdańsku, ale ostateczne decyzje zapadną zapewne po przekształceniach własnościowych w obu tych spółkach. Przyglądamy się również projektom elektrowni gazowych we Włocławku i Płocku. Inwestorami są Orlen i Gaz de France Suez. Do 2015 r. planujemy wybudowanie elektrowni o łącznej mocy 300 MW. Oczywiście, są bariery w rozpowszechnianiu tego surowca w energetyce, przede wszystkim stosunkowo wysoka cena. Natomiast za gazem przemawia elastyczność, możliwość szybkiego wykorzystania w porze szczytów oraz ograniczenia w dostawach energii wiatrowej.

Energetyka pozwala nam lepiej wykorzystać gaz, wydłużyć łańcuch budowy wartości. Umożliwia też odejście od ryzyka, jakim jest regulacja cen na rynku gazu. Kształtowanie cen jest generalnie dużym ryzykiem, a efekty regulacji są trudne do oszacowania. Ceny energii elektrycznej, choć po części regulowane, mają zdecydowanie bardziej rynkowy charakter.

Jakie będzie miejsce energetyki w rozwoju PGNiG?

Jesteśmy spółką gazowo­-naftową i dlatego swoją przyszłość budujemy na upstreamie. Energetyka pozwala nam lepiej wykorzystać gaz, wydłużyć łańcuch budowy wartości. Umożliwia też odejście od ryzyka, jakim jest regulacja cen na rynku gazu. Kształtowanie cen jest generalnie dużym ryzykiem, a efekty regulacji są trudne do oszacowania, szczególnie podczas rozmów z instytucjami finansowymi o kredytowaniu inwestycji. Ceny energii elektrycznej, choć po części regulowane, mają zdecydowanie bardziej rynkowy charakter.

W energetyce odbiorca indywidualny, wskutek urzędowej regulacji, często powoduje straty. Czy dla spółek gazowych gospodarstwa domowe również bywają deficytowe?

Nie, i proszę nie traktować naszych planów jako chęci zamiany odbiorców indywidualnych na elektrownie. Energetyka ma uzupełniać obecny portfel, a nie go zastępować. Na polskim rynku zużywa się około 14 mld m3 gazu. To dużo mniej niż w innych porównywalnych krajach europejskich, dlatego chcemy poszerzyć rynek.

Mówiąc przewrotnie, macie sojusznika w Komisji Europejskiej i pakietach klimatycznych. Gdzie wzrost będzie najbardziej dynamiczny?

Szacujemy, że właśnie w energetyce. Natomiast w przypadku klientów indywidualnych można mówić o stabilizacji na obecnym poziomie. Wprawdzie będzie przybywało odbiorców, ale rozwój termomodernizacji spowoduje równoważenie się zużycia. Większego wzrostu spodziewamy się wśród odbiorców przemysłowych. Około 2020 r. zużycie będzie w granicach 18–20 mld m3 gazu rocznie. Oczywiście decydujące znaczenie będą miały kierunki rozwoju gospodarki, zmiany w polityce klimatycznej oraz preferencje firm.

W Stanach Zjednoczonych gaz łupkowy trochę na rynku zamieszał. Wpłynął na cenę i zmniejszenie importu gazu LNG. W Polsce będzie podobnie?

Z importu pochodzi 2/3 zużywanego w Polsce gazu, reszta ze złóż krajowych. Jeżeli potwierdzą się optymistyczne szacunki dotyczące gazu łupkowego, to można się spodziewać istotnych zmian na rynku. W PGNiG poważnie też myślimy o wyjściu poza granice Polski. Musimy jednak poczekać na wiarygodne informacje o stanie złóż.

Jak szerokie jest i będzie zaangażowanie PGNiG?

Mamy 13 koncesji w szerokim pasie ciągnącym się przez niemal całą Polskę, od Pomorza Gdańskiego, poprzez Mazowsze, Lubelszczyznę, do pogranicza z Ukrainą. Ministerstwo Środowiska wydało na tym terenie wiele koncesji, w tym amerykańskim firmom, które mają doświadczenie w poszukiwaniach na terenie USA. Podmioty zagraniczne, podobnie jak my, prowadzą badania. Na początku musi być interpretacja danych dostępnych, później badania sejsmiczne, kolejne interpretacje i dopiero wtedy zapadną decyzje o pierwszych odwiertach. Podobnie jak nasza konkurencja, zaczęliśmy odwierty, między innymi w okolicach Wejherowa. W ciągu kilku następnych lat dowiemy się, czy mamy gaz z łupków i czy nadaje się on do eksploatacji. Wtedy też będziemy mogli powiedzieć, jaki będzie koszt wydobycia i sprzedaży.

Gaz będzie importowany, ale również może być eksportowany. Czy PGNiG jest już w blokach startowych?

Nawet już wystartowaliśmy. Rejestrujemy spółkę w Niemczech, która na przełomie 2011 i 2012 r. zacznie działalność operacyjną. Będzie sprzedawać gaz na rynku niemieckim, ale także działać na rynku hurtowym. Również ropa będzie przedmiotem jej działalności, tym bardziej że w tym czasie rozpoczniemy wydobycie ze złóż norweskich. Chcemy się uczyć zasad, na jakich funkcjonuje niemiecki czy – szerzej – europejski rynek, nim te mechanizmy zaczną działać u nas.

Czego jeszcze się spodziewacie po niemieckim rynku?

To jest sześciokrotnie większy rynek niż nasz. Osiągnięcie 5-proc. udziału w Niemczech jest porównywalne wolumenowo z 30–40-proc. udziałem w polskim rynku. Ogromne znaczenie mają dobre połączenia z naszą siecią oraz złożami w Norwegii. Wreszcie, ceny w Niemczech uwalniają się od korelacji z ropą, a znaczenia nabiera relacja między popytem i podażą.

Naszą uwagę koncentrujemy na Morzu Północnym i Norweskim. W Europie to są najbardziej perspektywiczne obszary. Afryka Północna jest również w kręgu naszych zainteresowań. Wprawdzie to region podwyższonego ryzyka, ale dający szanse na większy zarobek.

Północ Europy jest jedynym miejscem poszukiwań?

Od wielu lat nasi geolodzy prowadzą poszukiwania w różnych zakątkach świata. Mamy w upstreamie duże kompetencje i to daje nam przewagę nad firmami, które dopiero zaczynają szukać gazu i ropy. Nasza uwaga koncentruje się na Morzu Północnym i Norweskim. W Europie to są najbardziej perspektywiczne obszary. Afryka Północna jest również w kręgu naszych zainteresowań. Wprawdzie to region podwyższonego ryzyka, ale dający szanse na większy zarobek. Niedługo rozpoczniemy wiercenia w Libii, natomiast w Egipcie trwają prace grawimetryczne. Szacowana wielkość tylko jednego libijskiego złoża przekracza półtorakrotnie wszystkie udokumentowane zasoby w Polsce. Prowadzimy również prace poszukiwawcze w Pakistanie oraz przyglądamy się Afryce Wschodniej.

Kto będzie odbiorcą gazu libijskiego i paki­stańskiego?

W każdym kraju przygotowujemy inne rozwiązania. W Pakistanie gaz przeznaczymy na lokalny rynek. Gaz ze złóż libijskich również trafi na tamtejszy rynek, ale zastanawiamy się także nad jego dostarczeniem do Europy. Złoża egipskie prawdopodobnie będą bardziej zasobne w ropę. Jest to produkt łatwiejszy do transportu i tym samym przeznaczony zostanie na rynki światowe.

Przystępujecie do poszukiwań samodzielnie czy szukacie miejscowych partnerów?

Mamy kilkanaście spółek zajmujących się poszukiwaniami, sejsmiką, wierceniami na kilku kontynentach. Zwykle współpracujemy z miejscowymi firmami. Staramy się dywersyfikować nasze projekty, żeby w odpowiednich proporcjach występowały złoża w krajach bezpiecznych oraz mniej stabilnych, za to o większej stopie zwrotu. To jest ryzykowny i kosztowny biznes. Trzeba się pogodzić z tym, że na 10 odwiertów nietrafione będzie 8 lub nawet 9. Ktoś, kto ma pieniądze jedynie na 3–4 odwierty, nie powinien myśleć o górnictwie naftowym i gazowym. Rocznie wydajemy ponad miliard zł na koncesje, prace badawcze, sejsmikę i odwierty poszukiwawcze. Zagospodarowanie złoża i eksploatacja to gigantyczne pieniądze. W norweskim projekcie mamy 12 proc. udziałów i nasze zaangażowanie wynosi około miliarda dol. Podobnie w Libii, gdzie badania, które najprawdopodobniej zakończą się pomyślnie, będą nas kosztowały koło 100 mln dolarów. Koszt zagospodarowania oraz eksploatacji, w zależności od wielkości złoża, to 20–30 razy więcej. W Polsce mamy 13 koncesji poszukiwawczych na gaz łupkowy i jeżeli potwierdzą się przypuszczenia, to wszystkie dostępne środki będziemy inwestować w kraju. Mamy ambitne plany, od dwóch lat rocznie wydajemy, jako Grupa PGNiG, ponad 5 mld zł na inwestycje. Inwestujemy przede wszystkim w wydobycie, ale również w magazyny. Obecną pojemność zwiększymy do 3 mld m3 powierzchni czynnej.

Początkowo PGNiG było też inwestorem w Świno­ujściu.

Teraz terminal LNG buduje GAZ-SYSTEM, ale oczywiście będziemy z niego korzystać. Już zakontraktowaliśmy gaz w Katarze i pierwsza dostawa dotrze w 2014 r. Terminal nie tylko powoduje, że wzrasta gazowe bezpieczeństwo Polski, ale też znacznie powiększa nasze możliwości handlowe. We wstępnej fazie jest także projekt zakładający możliwość sprowadzenia CNG (sprężonego gazu ziemnego) w rejon Zatoki Gdańskiej.

Ropę PGNiG wydobywa niejako przy okazji. Czy przewidujecie poważniejsze zaangażowanie w wydobycie, przerób i sprzedaż ropy?

Mamy dwa główne miejsca wydobycia ropy: Wielkopolska i Podkarpacie. Nad Wartą i Notecią jest zlokalizowane około 90 proc. naszego wydobycia, w południowo­-wschodniej części kraju niespełna 15 proc. Po uruchomieniu złoża w Puszczy Noteckiej produkcja wzrośnie z 3,5 mln do 7 mln baryłek rocznie. Niedużo w stosunku do przerobu krajowych rafinerii, ale to prawie 80 proc. krajowego wydobycia ropy. Sprzedajemy ją po cenach rynkowych zagranicznym lub krajowym przetwórcom.

PGNiG jako koncern multi­-utility ?

Strategie koncernów są różne. Sporo jest przypadków rozbudowy do multi­-utility i przykładem jest Gaz de France Suez, który oferuje również energię, podobnie EDF czy E.ON Ruhrgas. Są jednak firmy koncentrujące się na upstreamie i przetwórstwie, jak Shell, Conoco, Exxon. Dyskutujemy nad wyborem jednego z tych dwóch kierunków.

Czy PGNiG w przewidywalnej przyszłości zostanie wystawione na sprzedaż lub może kupi inne spółki skarbu państwa? Ministerstwo Skarbu szuka chętnego do nabycia Grupy Lotos…

Zarząd PGNiG został powołany do zarządzania spółką, a zmiany struktury akcjonariatu PGNiG należą do kompetencji właścicieli. Jeśli chodzi o drugą część pytania, to mogę powiedzieć, iż jeżeli będzie okazja do kupna atrakcyjnych aktywów i będzie się to wpisywało w naszą strategię rozwoju, to oczywiście będziemy zainteresowani. Analizujemy sytuację Lotosu, ale za wcześnie na jakąkolwiek decyzję.

Dziękuję za rozmowę.

Rozmowę prowadzi Leszek Szmidtke, dziennikarz PPG i Radia Gdańsk.

Leszek Szmidtke: PKN Orlen i Grupę Lotos łączy nie tylko branża, ale też duże zadłużenie i postawienie w ostatnich latach na przerób ropy, podczas gdy większość koncernów naftowych koncentrowała się na wydobyciu.

Jacek Krawiec: Rozwój PKN Orlen, od powstania firmy w 1999 r., koncentrował się na segmencie downstream – tutaj faktycznie widzę podobieństwo do Grupy Lotos. Dzisiaj PKN Orlen jest graczem regionalnym, który posiada aktywa w kilku krajach i to jest z kolei coś, co nas wyraźnie różni od gdańskiej spółki. Jeżeli chodzi o dług, to nie należy zapominać, że w odniesieniu do kapitałów własnych, nasze zadłużenie jest proporcjonalnie niższe. W ciągu ostatnich pięciu lat rozbudowaliśmy znacznie moce przerobowe, głównie dzięki przejęciu rafinerii w Czechach i na Litwie – dzisiaj jest to blisko 30 mln ton rocznie. Posiadamy największą w Europie Środkowo­-Wschodniej sieć stacji paliw: ponad 2500 stacji w Polsce, Niemczech, Czechach i na Litwie. Realizacja tak ambitnych projektów kosztuje, stąd wysokie zadłużenie. Jeszcze w 2004 r. wynosiło ono jedynie około 0,5 mld PLN, tymczasem cztery lata później, na koniec 2008 r., było to już 12,6 mld PLN. W tym samym czasie nasi konkurenci, oprócz ekspansji geograficznej i rozwijania segmentu downstream, intensywnie inwestowali w poszukiwania i wydobycie węglowodorów oraz rozpoczynali inwestycje w sektorze energetycznym, stając się koncernami typu „multi­-utility.” W efekcie dzisiaj kapitalizacja węgierskiego MOL wynosi 7,7 mld EUR, austriackiego OMV 8,1 mld EUR, podczas gdy PKN Orlen jest wart 4,9 mld EUR. A jeszcze kilka lat temu spółki te były wyceniane na porównywalnym poziomie. Obecnie w MOL własne wydobycie pokrywa około 13 proc. produkcji, a w OMV aż 40 proc. W naszej branży im wyższe jest pokrycie produkcji własnym wydobyciem, tym firma jest postrzegana jako bezpieczniejsza, bardziej stabilna, stąd m.in. różnica w kapitalizacji.

Jak wpłynął na firmę kryzys gospodarczy?

Pod koniec 2008 r. spadek cen ropy, a zwłaszcza osłabienie złotówki, wobec pokaźnych kredytów postawiły nas w sytuacji nie do pozazdroszczenia. Co więcej, kiedy z bankami negocjowaliśmy zmianę warunków kredytowych, rząd litewski zażądał wykupu pozostałych 10 proc. akcji rafinerii w Możejkach. Mieliśmy tylko 10 dni na znalezienie prawie miliarda zł. Szczęśliwie udało się nam odbić od dna i cały czas sukcesywnie redukujemy zadłużenie. Dzięki temu możemy teraz zacząć myśleć o realizacji drugiego etapu strategii na lata 2008–2013, czyli rozwoju nowych segmentów. Jeszcze raz chciałem jednak podkreślić, iż dopóki nie zmniejszymy istotnie zadłużenia, nie będziemy w stanie realizować ambitnych projektów wydobywczych.

Możejki nie są przykładem dobrego zainwestowania dużych pieniędzy. Pierwsze lata na rynku niemieckim były również bardzo trudne. Czy nie zniechęciło to Orlenu do wchodzenia na zagraniczne rynki?

Jeżeli chodzi o naszą sieć detaliczną w Niemczech, to faktycznie na początku nie było łatwo. Plan polegający na wypromowaniu za Odrą marki Orlen i przekonaniu niemieckich klientów, że paliwo sprzedawane przez stacje polskiego koncernu jest równie dobre, a może i lepsze niż to, które oferuje im Aral czy BP, nie powiódł się. Orlen nie dał jednak za wygraną i postawiliśmy na zmianę marki – marka Orlen został zastąpiona nazwą Star. Ta strategia okazała się strzałem w dziesiątkę, od 2006 r. Orlen Deutschland corocznie przynosi zyski. Natomiast sytuacja na Litwie jest faktycznie bardzo trudna. Mógłbym się długo rozwodzić na temat powodów słabych wyników naszej litewskiej spółki, ale to raczej temat na oddzielną rozmowę. Powiem więc krótko – nie jesteśmy zadowoleni z rentowności tej inwestycji, jesteśmy przekonani, że zrobiliśmy bardzo wiele, żeby poprawić sytuację rafinerii. Najlepszy dowód to osiągnięty w trzecim kwartale tego roku poziom wykorzystania mocy produkcyjnych w Możejkach – aż 99 proc. Niestety, dalsza poprawa wyników nie jest zależna ani od zarządu OL, ani od PKN Orlen. Dlatego w sierpniu zdecydowaliśmy się zatrudnić renomowany bank inwestycyjny Nomura, który ma nam przedstawić różne opcje strategiczne dla Możejek. Na początku przyszłego roku poznamy wyniki prac naszego doradcy. Mamy więc i dobre, i złe doświadczenia z działalności na rynkach zagranicznych. Sztuką jest wyciągać właściwe wnioski i przy okazji przyszłych projektów unikać raz popełnionych błędów.

Eksperci przewidują, że – głównie ze względu na ostatni kryzys – najbliższe lata będą chude dla branży naftowej. Dla firmy, która zainwestowała właśnie w przerób, to bardzo zła wiadomość.

To prawda. Dlatego tak ważne jest szybkie obniżenie zadłużenia i budowa nowych segmentów. Dostęp do własnych złóż ropy i gazu oraz produkcja energii elektrycznej nie tylko oznaczają dywersyfikację źródeł przychodów, ale również stanowią o bezpieczeństwie PKN Orlen.

Ile Orlen zamierza przeznaczyć na upstream w najbliższych latach?

Zgodnie z obecnie obowiązującą strategią, zamierzamy przeznaczyć na projekty upstream 700 mln zł w ciągu pięciu lat. To niewiele. Nie są to kwoty, które pozwolą nam na budowę szerokiego portfela projektów wydobywczych. Żeby zbudować silny segment upstream, potrzebne są miliardy zł. W strategii przyjęliśmy jednak wyjście z obszarów, które określiliśmy jako nienależące do podstawowej działalności. Planujemy sprzedaż Anwilu oraz udziałów w Polkomtelu. Środki pozyskane ze sprzedaży tych aktywów mogłyby zostać przeznaczone m.in. na upstream. W tym roku próbowaliśmy sprzedać Anwil, ale oferta, którą otrzymaliśmy, nie była satysfakcjonująca. Dlatego zdecydowaliśmy, iż nie będziemy się spieszyć, poczekamy na poprawę koniunktury na rynku PCV i nawozów, wtedy wrócimy do tematu. Natomiast w przypadku Polkomtela jesteśmy na dobrej drodze do sprzedaży. Udało nam się porozumieć z pozostałymi akcjonariuszami i wspólnie realizujemy projekt dezinwestycji. Zainteresowanie kupnem Polkomtela jest duże, a ponieważ branża telekomunikacyjna nie została mocno dotknięta przez kryzys, wyceny aktywów są atrakcyjne. Jestem więc optymistą i mam nadzieję, że w pierwszej połowie przyszłego roku sfinalizujemy transakcję. Jak tylko zakończymy prowadzone działania, pomyślimy o aktualizacji planu strategicznego i zapisaniu większych środków na realizację nowych projektów.

Jakie inne obszary chcecie rozwijać?

Drugim takim obszarem jest energetyka. Analizy potrzeb mocy wytwórczych w polskiej energetyce odsłaniają wieloletnie problemy i zaniedbania. Jest to sektor przestarzały, jeśli chodzi o moce wytwórcze i przesył. Około 45 proc. mocy wytwórczych ma ponad 30 lat, a 60 proc. – ponad 25 lat. Moce wytwórcze są niedopasowane geograficznie do potrzeb gospodarki, nisko efektywne, a także zależne od sektora węglowego. Ważne jest również, że branża energetyczna w Polsce jest mało elastyczna pod względem umiejętności reagowania na wyzwania klimatyczne, czyli obniżanie emisji zanieczyszczeń. Tymczasem wraz z szybkim rozwojem polskiej gospodarki rośnie zapotrzebowanie na energię elektryczną. Obecnie zużycie energii per capita w Polsce jest niższe niż w EU25 średnio aż o 56 proc. Sektor energetyczny jest więc niezwykle perspektywiczny, dlatego zdecydowaliśmy się na jego rozwój. Obecnie pracujemy nad pierwszym projektem – chodzi o budowę bloku gazowego we Włocławku o mocy około 500 MW. Projekt ten jest już bardzo zaawansowany. Rozważamy również budowę takiego bloku w Płocku i inne podobne projekty.

Elektrownie o łącznej mocy 1000 MW nie robią dziś większego wrażenia i chyba bez dalszych inwestycji energetyka nie będzie tak zaraz drugą, stabilizującą nogą koncernu. Czy gaz budzi poważniejsze zainteresowanie?

Prowadząc projekty upstream , wraz z wydobyciem ropy naftowej wydobywa się zwykle również gaz. Budując koncern multi­-utility , chcemy rozwijać eksploatację i przerób obu surowców. Tak robią największe koncerny na świecie. Ropa jest i pozostanie głównym paliwem na świecie przez kolejne 30 lat, ale to gaz będzie paliwem przyszłości. Koncerny naftowe coraz częściej nazywają się „Gas & Oil” zamiast „Oil & Gas” – do 2015 r. ok. 40 proc. wydobycia firm ExxonMobil, Chevron i BP ma przypadać na gaz ziemny. U naszego węgierskiego konkurenta segmenty usptream oraz gas & power generują obecnie 80 proc. zysku EBIT. To jedyne segmenty w ostatnich latach, które nieprzerwanie osiągały pozytywny wynik.

Nie zapominajmy również o potencjale gazu z łupków. Orlen posiada pięć licencji w okolicach Lublina, w chwili obecnej trwają wstępne prace przygotowawcze, w przyszłym roku planujemy dalsze analizy, w tym pierwsze odwierty. Reasumując, nasze plany są bardzo szerokie, myślę, że do rozmowy o megawatach i wydobyciu jeszcze nieraz wrócimy.

Trudno będzie nadrobić dystans do MOL i OMV.

Te dwie firmy pokrywają odpowiednio 13 proc. i 40 proc. przerobu z własnych złóż. Swoją obecność w segmencie wydobywczym budowały ponad 10 lat i to nie tylko poprzez wzrost organiczny. Ich kapitalizacja jest obecnie znacznie wyższa niż PKN Orlen. Ponadto są to firmy, które można śmiało nazwać czempionami we własnych krajach – rządy Węgier i Austrii wspierały ideę budowy silnych grup paliwowo­-energetycznych. Dzięki temu MOL i OMV są dzisiaj koncernami zintegrowanymi. Nadrobienie dystansu do naszych regionalnych konkurentów będzie trudne, ale jest możliwe.

W Europie zapotrzebowanie na produkty naftowe jest mniejsze niż wcześniejsze szacunki, a to nie wróży dobrze inwestycjom zwiększającym produkcję.

Rosnąca efektywność zużycia paliw powoduje, że działalność w branży naftowej staje się coraz trudniejsza. W ciągu najbliższych 10 lat średni wskaźnik wykorzystania mocy rafineryjnych na świecie może obniżyć się aż o 9 pkt proc. (z 84 proc. do 75 proc.). Również marże paliwowe przez najbliższe lata będą utrzymywać się poniżej średnich wieloletnich, nie mówiąc o powrocie do poziomu z lat 2003–2007. W perspektywie kilku lat na świecie przybędzie 4 mln bbl/dzień mocy rafineryjnych (co odpowiada 10 zakładom w Płocku). Należy pamiętać, że dopiero w 2009 r. Europa osiągnęła poziom konsumpcji ropy sprzed 15 lat (15 mbpd).

Dodatkowo, w Polsce następować będzie wzrost presji konkurencyjnej – w sąsiedztwie działa 20 grup rafineryjnych. W naszym kraju od kilku lat mamy do czynienia z deficytem oleju napędowego. Braki nadrabiane są przez import z Niemiec, Skandynawii i Białorusi. Dlatego Lotos zdecydował się na modernizację i Program 10+. My również zwiększyliśmy moce wytwórcze – przed paroma dniami zakończyliśmy budowę nowej jednostki hydro­odsiarczania oleju napędowego. Nowe moce zbilansują rynek diesla, a Polska z importera ON może stać się jego eksporterem.

Na sytuację całej branży w Europie dodatkowo wpływają kolejne regulacje Unii Europejskiej, w tym pakiety klimatyczne.

Krytycznie oceniam takie pomysły. Urzędnicy w Brukseli zdają się nie dostrzegać skutków wprowadzanych regulacji dla całej gospodarki. Branża naftowa należy do najbardziej zaangażowanych w kwestie ochrony środowiska. Strategia PKN Orlen zakłada, że do 2012 r. zainwestujemy blisko 800 mln zł w działania chroniące środowisko naturalne i spełnienie innych regulacyjnych wymogów. W ciągu ostatniej dekady ograniczyliśmy emisję gazów i pyłów o blisko 30 proc. (przy wzroście przerobu ropy o blisko 20 proc.), a woda oddawana do Wisły z naszego zakładu w Płocku jest czystsza niż pobierana.

Walka o czyste środowisko jest bardzo ważna, jednak pakiety klimatyczne to niejedyne i nie najważniejsze zadanie, jakie stoi przed współczesnym światem. Zwłaszcza teraz, gdy globalny kryzys bardzo ograniczył możliwości finansowe zarówno na poziomie państw, jak i poszczególnych firm, kosztowne pakiety klimatyczne nie powinny być traktowane jako absolutny priorytet.

Polityka klimatyczna jest kosztowna, a o tempie zmian będą decydować możliwości bezpiecznego finansowania tych zmian przez poszczególne kraje – jasno pokazała to konferencja klimatyczna w Kopenhadze. Redukcja emisji gazów cieplarnianych o 35 Gt (z poziomu 55 Gt w 2008 r. do 20 Gt w 2050 r.) może kosztować nawet 0,5 proc. – to 1,5 proc. globalnego PKB. Dla porównania, światowe wydatki na ubezpieczenia wynoszą około 3 proc. globalnego PKB, a wydatki na zbrojenia – 2 proc. globalnego PKB. Walka o czyste środowisko jest oczywiście bardzo ważna – wszyscy mamy świadomość, że jakość życia w przyszłości zależy od tego, na ile będziemy odpowiedzialni dziś. Jednak pakiety klimatyczne to niejedyne i nie najważniejsze zadanie, jakie stoi przed współczesnym światem. Zwłaszcza teraz, gdy globalny kryzys bardzo ograniczył możliwości finansowe zarówno na poziomie państw, jak i poszczególnych firm, kosztowne pakiety klimatyczne nie powinny być traktowane jako absolutny priorytet.

Uregulowania jednak nadal obowiązują i kraje oraz firmy muszą się do nich dostosować. Czy gaz łupkowy będzie szansą dla Orlenu?

Wiążemy z gazem łupkowym pewne nadzieje. Jeżeli oczekiwania się potwierdzą i wydobycie ze złóż okaże się opłacalne, to produkcja rozpocznie się za kilka lat, a pierwsze zyski pojawią się najwcześniej po 10 latach. Poszukiwania gazu z łupków to duże wyzwanie zarówno pod względem technologicznym, jak i finansowym. Dlatego nie będziemy prowadzić projektów samodzielnie. Prowadzimy negocjacje z kilkoma amerykańskimi koncernami, już wkrótce chcemy wybrać partnerów. Jesteśmy przekonani, że takie partnerstwo może być korzystne dla obu stron – amerykańskie firmy posiadają know­-how, my zaś dobrze znamy lokalne i krajowe uwarunkowania.

Taka spółka jak Orlen, wchodząc na zagraniczne rynki, powinna cieszyć się wsparciem rządu i instytucji rządowych. Tyle teoria. A jak wygląda praktyka?

Odpowiadamy w równym stopniu przed wszystkimi akcjonariuszami. Oczywiście, ze względu na sektor, w jakim działamy, Skarb Państwa przygląda się nam ze szczególną uwagą. Dzięki temu możemy liczyć na to, że nasze działania poza granicami kraju uzyskają niezbędne wsparcie – na przykład szukając złóż i informacji o koncesjach w różnych krajach, otrzymujemy wsparcie ambasad lokalnych placówek dyplomatycznych. Jednak w naszych działaniach najważniejsze jest doświadczenie biznesowe menedżerów kierujących koncernem. Członkowie obecnego zarządu wcześniej pracowali w różnych prywatnych firmach na stanowiskach prezesów, wiceprezesów, członków zarządu. Żaden z nas nie boi się podejmowania decyzji. Takie szerokie doświadczenie umożliwiło nam bezpieczne przeprowadzenie firmy przez kryzys, a wręcz jej wzmocnienie, bo zadłużenie PKN jest teraz znacznie niższe niż w 2008 r., a ratingi spółki są coraz lepsze.

Gdzie będziecie szukali złóż?

Przede wszystkim w miejscach bezpiecznych pod względem geopolitycznym. Obecnie prowadzimy projekty w Polsce (m.in. wspólnie z PGNiG w Sierakowie) oraz na szelfie bałtyckim, gdzie współpracujemy z kuwejckim partnerem. Będziemy się koncentrować na krajach europejskich, Ameryki Północnej i północnej Afryki. Cały czas monitorujemy rynek, przyglądamy się różnym spółkom, oceniamy pojawiające się okazje na rynku M&A, ale na decyzje finansowe jeszcze za wcześnie.

Jakiego wydobycia ropy spodziewacie się z szelfu bałtyckiego?

Prowadzimy prace na jednym z największych pól naftowych na Morzu Bałtyckim. Obecnie nadal jesteśmy na etapie analiz, niebawem zaczniemy sejsmikę 3D. Nie należy jednak oczekiwać, że złoża będą znaczące. W przypadku tego projektu większe znaczenie ma dla nas nabywanie kompetencji. W przyszłości nie wykluczamy realizacji większych projektów typu off­-shore, dlatego przyda się nam doświadczenie zdobyte na szelfie łotewskim.

Perspektywy dla sektora rafineryjnego nie są różowe. Tym ważniejsze jest posiadanie nowoczesnych mocy wytwórczych i zdrowego bilansu, bo tylko to zapewnia przewagę konkurencyjną w takim otoczeniu biznesowym i makroekonomicznym.

W Europie mamy coraz mniej rafinerii. Czy ten proces będzie się pogłębiał?

Niestety, perspektywy dla sektora rafineryjnego nie są różowe. Era wysokich marż rafineryjnych, wysokiego dyferencjału czy też bliskiego maksimum wykorzystania mocy rafineryjnych bezpowrotnie się skończyła. Tym ważniejsze jest posiadanie nowoczesnych mocy wytwórczych i zdrowego bilansu, bo tylko to zapewnia przewagę konkurencyjną w takim otoczeniu biznesowym i makroekonomicznym.

Szacowane rezerwy mocy przerobowych mówią o 7 mln baryłek dziennie. W najlepszych czasach dla sektora rafineryjnego rezerwy na świecie wynosiły poniżej 3 mln baryłek. Niskie cracki i dyferencjał oraz niepewność przyszłych cen baryłki ropy to powody do zmartwień. Szacuje się, że średni poziom utylizacji mocy rafineryjnych będzie nadal spadać i na koniec 2015 r. wyniesie około 70 proc.. Tymczasem nadal budowane są nowe rafinerie – zwłaszcza w Azji i na Bliskim Wschodzie. Te projekty dodadzą przeszło 6 mln baryłek dziennie nowych możliwości przerobowych na świecie.

Jak przedstawia się na tym tle sytuacja PKN Orlen?

Nasza sytuacja jest stosunkowo dobra. Operujemy na rynkach środkowoeuropejskich, które nadal mają spory potencjał. Najlepszym tego przykładem było wykorzystania mocy produkcyjnych naszej rafinerii w Płocku. W zeszłym roku, nawet w najtrudniejszych miesiącach, udało nam się utrzymać produkcję na najwyższym poziomie. Ważnym osiągnięciem był wzrost wolumenów sprzedaży detalicznej o ponad 7 proc., przy większej dynamice wzrostu w porównaniu z rynkiem, co doprowadziło do wzrostu udziału Orlenu w rynku detalicznym w Polsce o 1 pkt proc., z 29,5 proc. w 2008 do około 31 proc. Zwiększyliśmy również marżę pozapaliwową o 20 proc. – dzięki konsekwentnej realizacji strategii detalicznej i rozwojowi oferty gastronomicznej oraz sklepów. W tym roku nadal odnotowujemy dobre wyniki, pomimo wciąż niesprzyjających warunków makroekonomicznych.

Złote lata sektora rafineryjnego na pewno nie powrócą, ale jestem spokojny o przyszłość PKN Orlen. Jestem przekonany, że dzięki realizacji obecnej strategii i rozwojowi nowych segmentów nasze wyniki będą coraz lepsze, co przełoży się na kurs akcji i istotny wzrost kapitalizacji koncernu.

Dziękuję za rozmowę.