Autor: Robert Jaworski

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.

Rozmowę prowadzi Leszek Szmidtke, dziennikarz PPG i Radia Gdańsk.

Po modernizacji naszych instalacji, podniesieniu mocy przerobowych do ponad 10 mln ton, konsolidacji, wykonujemy kolejny krok. Upstream jest logiczną konsekwencją naszych wcześniejszych działań. Byliśmy i jesteśmy zbyt słabi kapitałowo, żeby jednocześnie się modernizować i prowadzić na szeroką skalę działalność wydobywczą.

Leszek Szmidtke: Nie irytuje pana ulokowana naprzeciw biurowca Lotosu stacja paliw rosyjskiego koncernu Łukoil?

Paweł Olechnowicz: Nie ma w tym nic dziwnego. Działamy konkurencyjnie na otwartym rynku.

W Europie rafinerie są zamykane, koncerny paliwowe poszerzają swoją działalność o energetykę, a przede wszystkim kto może, inwestuje w złoża. Pan tymczasem wydał miliardy złotych na modernizację przerobu ropy naftowej.

Zamykane są rafinerie przestarzałe, rozwijane są nowoczesne. Inwestycyjny Program 10+ jest elementem kolejnych działań zmierzających do budowy średniej wielkości koncernu paliwowego. Startowaliśmy z poziomu niezrestrukturyzowanej rafinerii, ze zbyt dużą liczbą podmiotów towarzyszących, z hurtownikami przejmującymi sporą część zysku. Trzeba było przeorientować całą strukturę handlową i równocześnie odpowiedzieć sobie na pytanie: czy rafineria z przerobem 4,5 mln ton rocznie, znakomitą lokalizacją, dostępem do morza i perspektywicznym rynkiem krajowym oraz zagranicznym może się rozwijać? Doszliśmy do wniosku, że może i że trzeba budować koncern pionowo zintegrowany o międzynarodowym zasięgu. Zaczęliśmy między innymi od wzbogacenia się o firmę poszukującą i wydobywającą ropę naftową, czyli Petrobaltic. Przy okazji przejęliśmy rafinerie z południa Polski. Dzięki temu wzmocniliśmy swoją pozycję w innych produktach: olejach, asfaltach czy parafinach. Po modernizacji naszych instalacji, podniesieniu mocy przerobowych do ponad 10 mln ton, konsolidacji, wykonujemy kolejny krok. Upstream jest logiczną konsekwencją naszych wcześniejszych działań. Byliśmy i jesteśmy zbyt słabi kapitałowo, żeby jednocześnie się modernizować i prowadzić na szeroką skalę działalność wydobywczą. Dlatego potrzebowaliśmy czasu na realizację kolejnych etapów. Dziś konsolidujemy nasze aktywa litewskie i, co ważne, niebawem rozpoczniemy eksploatację norweskiego złoża Yme. Będziemy na nim zarabiać i coraz dynamiczniej wchodzić w upstream. Produkcja Petrobalticu pochodząca z Morza Norweskiego, Bałtyku oraz Litwy stwarza nam dobrą pozycję w wydobyciu w tej części Europy.

Czy Lotos będzie zwiększał wydobycie z bałtyckich złóż?

Złoże B3 dostarcza coraz mniej surowca. Na przełomie lat 2012 i 2013 uruchomimy wydobycie ze złoża B8. Nie jest ono wprawdzie duże (ma około 3 mln ton), ale zdecydowaliśmy się w nie zainwestować. Analizujemy również pozostałe koncesje, jednak zasoby tam nie są zbyt obiecujące. Złoża litewskie też są niewielkie, ale opłacalne. Dlatego najwięcej uwagi poświęcamy szelfowi norweskiemu. Od 2012 r. co roku będziemy zwiększać wydobycie i zamierzamy osiągnąć poziom miliona ton. Być może poszukiwania inwestora zakończą się sukcesem i wesprze on nasze dążenia do rozwoju upstreamu.

Prezes Grupy Lotos ma oczywiście swoje oczekiwania wobec firmy, która zdecyduje się na zakup większościowego pakietu akcji wystawionego przez ministra Skarbu Państwa. Jednak inwestor będzie dopasowywał spółki do swoich potrzeb.

Będziemy się nawzajem dopasowywać. Natomiast oprócz ceny ważne będą plany związane z przyszłością firmy.

Scenariusze sprzedaży Grupy Lotos układane są na podstawie różnych, często sprzecznych informacji. Jedna z nich mówi, że PGNiG przeznacza co roku ogromne, jak na polskie realia, kwoty na inwestycje, ponad 5 mld zł. Czy dostrzega pan zainteresowanie PGNiG zakupem Lotosu?

To są chyba spekulacje. Potencjalny inwestor zwraca uwagę na to, czy będzie synergia, czy zakupione aktywa przyniosą długofalowy zysk, jakie kompetencje zyska się na takim zakupie. Lotos jako jedyny w kraju ma doświadczenie w eksploatacji złóż morskich. Jesteśmy atrakcyjną spółką, ale dla kogoś, kto od dawna koncentrował się na gazie, bylibyśmy pewnie nowym wyzwaniem. Istotne jest to, że właścicielem większości udziałów Grupy Lotos i PGNiG jest skarb państwa. A w tej sytuacji byłaby to konsolidacja aktywów, a nie prywatyzacja. Nie zapominajmy o jeszcze jednej, moim zdaniem bardzo ważnej kwestii, czyli regionalnym znaczeniu takiej firmy jak nasza. Gdyby jednak miało dojść do zakupu akcji Lotosu przez PGNiG, to najlepszym rozwiązaniem byłaby struktura holdingowa z siedzibą firmy w Gdańsku, a następnie prywatyzacja i inwestor branżowy. Nie wykluczam, że zysk z późniejszej sprzedaży koncernu, w skład którego wchodziłaby Grupa Lotos i PGNiG, byłby dużo większy. Jednak przy takim planowaniu trzeba sobie odpowiedzieć na kolejne pytania dotyczące spraw społecznych. I tu wracamy do kwestii znaczenia Lotosu dla regionu. Pojawia się pytanie, jak zmiana układu właścicielskiego wpłynie na gospodarkę Pomorza.

Póki co, ze strony Ministerstwa Skarbu płyną dwa sygnały. Pierwszy oznacza sprzedaż akcji inwestorowi, drugi zaś konieczność pozbycia się niektórych spółek Grupy Lotos. W ten sposób macie zdobyć pieniądze na nowe inwestycje w złoża.

Zarząd razem z Radą Nadzorczą będą decydować, jaki kształt przyjmie strategia rozwoju i co jest potrzebne do jej realizacji. Wiemy, jak zarządzać aktywami, które nie należą do core business. Spółka Lotos Kolej wyrosła na trzeciego w kraju przewoźnika towarowego. Z czterech lokomotyw, kilkunastu wagonów i 45 ludzi przez siedem lat rozrosła się do ponad 60 lokomotyw i 500-osobowej załogi. Na polskim rynku, w tym biznesie, to chyba najlepiej zorganizowana firma. Doskonale wpasowuje się w strategię całej grupy.

Presja ze strony ministerstwa jest bardzo silna.

Nie nazywałbym tego presją. Oczywiście, większościowy akcjonariusz ma swoje prawa, ale jesteśmy spółką giełdową i zarząd odpowiada przed radą nadzorczą. W strategii mamy zapisaną ekonomizację procesów i będziemy ją realizować. Mamy tam również zapisaną sprzedaż aktywów i między innymi tak się stanie ze spółką Lotos Parafiny. W naszej działalności dużą wagę przywiązujemy do odpowiedzialności społecznej, to podnosi rangę i wartość marki Lotos. Dlatego przystępując do procesu dezinwestycji, również musimy uwzględniać te wartości.

Dostrzegliśmy szansę sprzedaży na krajowym rynku i dlatego zapadła decyzja o rozbudowie mocy przerobowych. Koszt logistyki powoduje, że przede wszystkim nastawiamy się na rynek krajowy, chociaż również myślimy o eksporcie. Nie ma znaczenia, do jakiego kraju będziemy wysyłać statkami nasze produkty.

Grupa Lotos szuka ropy poza granicami kraju. Czy wasze produkty również będą walczyły o zagraniczne rynki?

Nie mamy terytorialnych preferencji w kierunkach ekspansji. Dostrzegliśmy szansę sprzedaży na krajowym rynku i dlatego zapadła decyzja o rozbudowie mocy przerobowych. W Polsce był i nadal jest duży import oleju napędowego, a według naszych analiz, potwierdzonych przez opinie międzynarodowe, w najbliższych latach zużycie tego paliwa będzie jeszcze rosło. Wszystkie nasze produkty są na krajowym rynku dobrze oceniane, więc chcemy to wykorzystać i poszerzyć nasz udział w tym rynku. Już od kilku lat przygotowywaliśmy miejsce na większą produkcję, będącą efektem Programu 10+, poprzez import oleju napędowego. Ponieważ instalacje już pracują i rośnie ilość tego paliwa, sprowadzamy go coraz mniej z zagranicy. Koszt logistyki powoduje, że przede wszystkim nastawiamy się na rynek krajowy, chociaż również myślimy o eksporcie. Mamy doskonałe, nadmorskie położenie, więc jeżeli pojawią się chętni do zakupu, szybko zareagujemy. Nie ma znaczenia, do jakiego kraju będziemy wysyłać statkami nasze produkty.

Zadajemy sobie pytanie, czy w Polsce będzie wydobywany gaz łupkowy. Jeżeli będzie, to jak wpłynie to na bezpieczeństwo energetyczne, ceny gazu i przyszłość wielu firm? PGNiG ma kilkanaście koncesji poszukiwawczych, PKN Orlen pięć. Czy Grupa Lotos wiąże z gazem łupkowym swoją przyszłość?

Być może, jeśli zajdą sprzyjające temu zmiany własnościowe. Natomiast jeżeli utrzymamy samodzielność, to na pewno skoncentrujemy się na rynku paliwowym. Nie będziemy się angażować w przedsięwzięcia wymagające olbrzymich nakładów, na które nas nie stać.

Na pytanie, czy będę inwestował w gaz, odpowiadam: nie. Natomiast koncesje na wydobycie gazów łupkowych podnoszą naszą wartość zarówno w przypadku sprzedaży planowanej przez Ministerstwo Skarbu, jak i w niewykluczonym procesie konsolidacji, a w przyszłościowym układzie właścicielskim mogą być wartością dodaną.

To dlaczego wystąpiliście o koncesje na poszukiwanie gazu łupkowego?

Posiadanie koncesji nie oznacza, że musimy inwestować olbrzymie środki w poszukiwania i, być może, późniejszą eksploatację. Dlatego na pytanie, czy będę inwestował w gaz, odpowiadam: nie. Natomiast takie koncesje podnoszą naszą wartość zarówno w przypadku sprzedaży planowanej przez Ministerstwo Skarbu, jak i niewykluczonym procesie konsolidacji, a w przyszłościowym układzie właścicielskim mogą być wartością dodaną.

Powołaliśmy w tym roku Central Europe Energy Partners, żeby uczestniczyć w tworzeniu europejskiego prawa. Szczególnie chcemy mieć wpływ na kształtowanie polityki energetycznej do 2030 r. Dopiero zaczynamy budowę organizacji, która ma zgromadzić przedstawicieli firm z 10 krajów Europy Centralnej.

Mówi pan o rzeczach, na które Grupa Lotos ma jakiś wpływ. Regulacje prawne powstające w Brukseli są jednak poza zasięgiem prezesa i całego koncernu, a na przykład pakiety klimatyczne ogromnie zaważą na przyszłości sektora naftowego, gazowego i energetycznego.

Rosnąca liczba ludności, nowe technologie powodują coraz większe zagrożenie dla środowiska. Dlatego zmniejszenie dewastacji naszego otoczenia poprzez coraz surowsze uregulowania prawne dotyczące rozwoju nowych technologii czy inwestycji jest zrozumiałą reakcją bardziej dojrzałych społeczeństw. Wydobycie gazu łupkowego jest doskonałym przykładem takiego zagrożenia i można się spodziewać, że na poziomie krajowym lub unijnym powstaną odpowiednie zapisy prawne, na przykład nakazujące po zakończeniu wydobycia odtworzenie środowiska naturalnego. W Stanach Zjednoczonych toczy się dyskusja o skutkach wydobycia dla przyrody oraz o rekultywacji eksploatowanych terenów. Dlatego cały proces wydobycia, począwszy od poszukiwań, a skończywszy na przywróceniu stanu pierwotnego, jest bardzo kosztowny. Nie stać na to ani Grupy Lotos, ani PGNiG. Tak duże pieniądze mają wielkie międzynarodowe koncerny. Dotychczasowe uregulowania powstawały poza nami, ale jesteśmy od sześciu lat w Unii Europejskiej i powinniśmy mieć wpływ na tworzące się prawo. Powołaliśmy w tym roku Central Europe Energy Partners, żeby uczestniczyć w powstawaniu europejskiego prawa. Szczególnie chcemy mieć wpływ na kształtowanie polityki energetycznej do 2030 r. Dopiero zaczynamy budowę organizacji, która ma zgromadzić przedstawicieli firm z 10 krajów Europy Centralnej. Chcemy przygotowywać analizy eksperckie i współpracować z europosłami z tego regionu. Będziemy reprezentować interesy energetyczne ponad 100 mln ludzi. To duży rynek i zależy nam zarówno na bezpieczeństwie energetycznym Polski oraz sąsiednich krajów, jak i na dobrych warunkach rozwoju firm sektora naftowego. Takie firmy jak Lotos rozumieją znaczenie pozabiznesowych elementów, takich jak społeczna odpowiedzialność, i chcą wpływać na przyszłość swoją, najbliższego otoczenia oraz całego kontynentu.

Takie działania przyniosą owoce, kiedy firmy będą współdziałać z rządami.

Koordynacja różnych działań jest podstawą sukcesu. Dlatego wierzę, że szukając partnera dla Grupy Lotos, Ministerstwo Skarbu kieruje się zasadą bezpieczeństwa energetycznego Polski i uwzględnia to, że wpływy do budżetu państwa będą większe w długim horyzoncie czasowym i że rozwój rynku będzie odpowiadał zarówno interesom państwa, jak i działających na nim firm.

Tylko że będąc członkiem Unii Europejskiej i sprzedając spółkę z większościowym udziałem skarbu państwa, rząd może brać pod uwagę tylko jedno kryterium: cenę. A co będzie, jeżeli najwyższą cenę zaproponuje firma rosyjska lub chińska?

To będzie decyzja i odpowiedzialność rządu, odpowiedzialność za przyszłe bezpieczeństwo energetyczne naszego państwa. Dlatego to musi być mądra decyzja. Jestem pewien, że właśnie taka zostanie podjęta.

Dziękuję za rozmowę.

Wspólna polityka energetyczna UE jeszcze nie istnieje. Różnice interesów państw członkowskich oraz kolosów energetycznych w poszczególnych krajach tworzą „wyspy” interesów, które nie służą długofalowemu bezpieczeństwu energetycznemu zarówno poszczególnych krajów, jak i całej Unii. Kraje bałtyckie są szczególnie narażone na zagrożenie, są bowiem w 100 proc. (lub niemal w 100 proc.) uzależnione od jednego źródła kluczowych nośników energii. Korzystne dla Polski jest to, że obecnie własna produkcja nośników energii zapewnia nam 70-proc. pokrycie zapotrzebowania na energię.

Z punktu widzenia generalnego bilansu źródeł energii konsumowanej Polska jest w stosunkowo dobrej sytuacji. W zakresie energii pochodzącej z metanu i ropy naftowej sytuacja Polski nie jest już tak korzystna. Bezpieczeństwu energetycznemu całej Unii zagraża brak w pełni zintegrowanego programu rozwoju energetyki w UE, opartego poza regulacjami na spójnym, zintegrowanym systemie europejskiej infrastruktury energetycznej. Brak rozwiązań infrastrukturalnych nie pozwala także na wprowadzenie w życie zasady solidarności energetycznej.

Obecnie pytaniem, które należy zadać, nie jest: czy, ale gdzie w UE powstaną odpowiedniej wielkości zbiorniki na ropę. Polska znajduje się na głównej linii przesyłu ropy naftowej do UE. Najkorzystniejszą lokalizacją w naszym kraju wydaje się Gdańsk.

Poza tym Unia Europejska nie ma obecnie odpowiednio dużego potencjału magazynowego ropy naftowej, szczególnie w przypadku wprowadzenia zapasów obowiązkowych na poziomie 120 dni, co wpływa niekorzystnie na jej bezpieczeństwo energetyczne. Dlatego obecnie pytaniem, które należy zadać, nie jest: czy, ale gdzie powstaną odpowiedniej wielkości zbiorniki na ten surowiec. Wydaje się, że możliwe są dwie lokalizacje – w Niemczech, ze względu na największy rynek konsumpcji, oraz w Polsce, która znajduje się na głównej linii przesyłu ropy naftowej do UE. Najkorzystniejszą lokalizacją w naszym kraju wydaje się Gdańsk, ze względu na obecność rafinerii i przynajmniej części infrastruktury transportowej potrzebnej do odpowiedniego funkcjonowania takiego projektu (zarówno w postaci rurociągów, jak i instalacji portowych, umożliwiających transport tego surowca drogą morską). Ponadto dostęp do morza nie ogranicza tej lokalizacji do magazynowania jedynie ropy rosyjskiej – równie dobrze można dostarczać w to miejsce inne gatunki ropy pochodzące z różnych części świata.

 

Potencjał energetyczny Pomorza i regionu Bałtyku

Region Pomorza może mieć istotny udział w utrzymaniu korzystnej z punktu widzenia struktury bilansu energii pierwotnej w Polsce, poprzez aktywny udział firm regionu w kreowaniu nowych projektów energetycznych w szeroko rozumianym regionie Morza Bałtyckiego.

Spółki energetyczne regionu, szczególnie bazujące na wytwarzaniu energii z węgla, powinny rozważyć alianse ze spółkami energetycznymi państw bałtyckich produkującymi energię z gazu, w celu uzyskania korzystniejszego zintegrowanego bilansu emisji dwutlenku węgla przypadającego na jednostkę wytworzonej energii. Takie alianse transgraniczne, połączone z wymianą energii, pozwalają na zmianę podejścia w bilansowaniu dwutlenku węgla oraz w istotny sposób mogą zmienić procentowy udział nośników energii w bilansie energii pierwotnej.

W polityce rządu RP dla przemysłu naftowego w Polsce zwrócono uwagę m.in. na konieczność:

• zwiększenia stopnia dywersyfikacji źródeł dostaw ropy naftowej, rozumianej jako uzyskiwanie ropy naftowej z różnych regionów świata, od różnych dostawców, pośredników, z wykorzystaniem alternatywnych szlaków transportowych,
• zwiększenia poziomu konkurencji w sektorze w celu minimalizowania negatywnych skutków dla gospodarki, wynikających ze wzrostu cen surowców na rynkach światowych,
• zwiększenia ilości ropy przesyłanej tranzytem przez terytorium Rzeczypospolitej Polskiej,
• powstania infrastruktury umożliwiającej transport ropy naftowej z regionu Morza Kaspijskiego do polskich odbiorców.

W związku z powyższym od kilku lat trwają prace nad opracowaniem projektu połączenia Brodów na Ukrainie z Gdańskiem w Polsce. Wcześniej Ukraina zbudowała rurociąg do przesyłu ropy z Odessy (terminal Pivdenny) do Brodów. Do realizacji tego zadania powołana została spółka Sarmatia, której głównymi udziałowcami były podmioty logistyczne Polski i Ukrainy – PERN i UkrTransNafta. W 2008 r. poszerzono udziałowców o firmy z Gruzji, Azerbejdżanu i Litwy. Nadal trwają prace nad biznesplanem projektu połączenia Brodów na Ukrainie z Gdańskiem w Polsce. Projekt ten pozwoliłby na dostawę do portu w Gdańsku ropy o innej charakterystyce niż ropa REBCO czy Ural. Otwierałoby to możliwość komponowania ropy na zamówienie rafinerii o korzystnej z punktu technologicznego i ekonomicznego charakterystyce. Niemniej nierozwiązany jest problem zaplecza logistycznego dla realizacji zadań wyszczególnionych powyżej, a zawartych w polityce rządu.

 

Większe bezpieczeństwo, mniej podziałów

Podziemne magazyny gazu ziemnego w polskim systemie gazowniczym zlokalizowane są w wyeksploatowanych złożach gazu na południu (cztery instalacje w województwach podkarpackim i małopolskim oraz jedna w dolnośląskim) oraz w wyługowanych w złożu soli komorach magazynowych (pierwszy taki magazyn w południowej części województwa kujawsko­-pomorskiego, KPMG Mogilno). Całkowita ich pojemność nie jest wystarczająca z punktu widzenia nie tylko obecnego poziomu konsumpcji, ale przede wszystkim jest czynnikiem hamującym rozwój rynku gazowego i poziomu konsumpcji metanu. Konieczne jest także sprostanie narastającym potrzebom dotyczącym pojemności magazynowych na terenie kraju oraz spadek kosztów magazynowania paliw płynnych i ropy naftowej. Podziemne magazyny powinny powstać nie tylko na potrzeby rafinerii i regionu, ale także w celu zapewnienia pojemności na surowiec w związku z planowanym wzrostem mocy przerobowych oraz stworzenia możliwości handlu spotowego węglowodorami. Zbyt małe pojemności podziemnych magazynów gazu ziemnego, w połączeniu z ograniczeniami przepustowości systemu, hamują rozwój konkurencyjnego rynku gazu, w tym praktyczne zastosowanie zasady dostępu stron trzecich do sieci przesyłowej. Pojemność czynna podziemnych magazynów gazu w Polsce wynosi ok. 1660 mln m³. Nawet całkowite napełnienie magazynów nie wystarcza do utrzymania ciągłości dostaw do odbiorców końcowych w przypadku nagłych, krótkotrwałych przerw w dostawach ze Wschodu. Warunkiem koniecznym funkcjonowania konkurencyjnego rynku gazu oraz podnoszącym bezpieczeństwo i ciągłość dostaw gazu do odbiorców jest rozbudowa pojemności i mocy podziemnych magazynów gazu ziemnego.

Decyzje lokalizacyjne dotyczące zbudowania magazynów podziemnych w Polsce przełamią podział infrastruktury energetycznej w Europie na dawne EWG i RWPG, konserwowany praktycznie do dzisiaj. Sytuacja ta zdecydowanie wzmocniłaby bezpieczeństwo energetyczne UE.

Po wybudowaniu (wyługowaniu) kawern będzie możliwe zaoferowanie usług magazynowania ropy i gazu państwom basenu Morza Bałtyckiego. Ze względu na szybką i wielokierunkową dostępność będzie je można zaoferować także strukturom NATO. Inwestycje tego typu zapewnią również możliwość realizacji zobowiązań krajom Basenu Morza Bałtyckiego wobec Unii Europejskiej i Międzynarodowej Agencji Energetycznej w zakresie gromadzenia zapasów obowiązkowych. Jednocześnie decyzje lokalizacyjne dotyczące zbudowania magazynów podziemnych w Polsce przełamią podział infrastruktury energetycznej w Europie na dawne EWG i RWPG, konserwowany praktycznie do dzisiaj. Sytuacja ta zdecydowanie wzmocniłaby bezpieczeństwo energetyczne UE, nie tylko w zakresie odpowiedniej ilości posiadanych zapasów, ale również możliwości dywersyfikacji źródeł dostaw. Projekt o takim znaczeniu mógłby uzyskać dofinansowanie z budżetu Unii Europejskiej.

 

Nowe możliwości

Grupa Lotos, posiadająca w Gdańsku rafinerię ropy o bardzo dużym wskaźniku przetwarzania ropy do wysokomarżowych produktów (benzyny, oleje), mogłaby korzystać z możliwości dostępu na miejscu z różnych gatunków ropy. Konfiguracja technologiczna gdańskiej rafinerii (nowoczesność obecnej instalacji i możliwość dalszego pogłębiania przerobu poprzez IGCC – technologia zgazowania pozostałości rafineryjnych) – może w przyszłości pozwolić na odegranie roli jednego z kluczowych ośrodków przerobu ropy naftowej dla całej północnej Europy. Zakładając, że w przyszłości – ze względu na niskie marże przerobowe i ograniczenie inwestycji w downstreamie na rzecz upstreamu – na rynku utrzymają się tylko najbardziej efektywne rafinerie, istnieje szansa, że ośrodek w Gdańsku będzie jedną z takich lokalizacji. Pozostaje do rozstrzygnięcia kwestia większej elastyczności technologicznej przy przerobie ropy na tworzywa. Rozwój polskiej gospodarki w tym zakresie pozwala na inwestowanie w taki przerób ropy, najlepiej z partnerem posiadającym doświadczenie w produkcji i sprzedaży tworzyw. Gdyby Grupa Lotos decydowała się na alianse z firmami energetycznymi pracującymi na innych nośnikach energii, zdolność do uczestniczenia w budowaniu hubu energetycznego w Gdańsku i wokół Zatoki Gdańskiej mogłaby się stać istotną przewagą strategiczną praktycznie w każdym działaniu związanym z rozwojem Grupy.

Jeszcze 50 lat temu nikomu nawet się nie śniło, że Norwegia może posiadać jakiekolwiek złoża ropy naftowej czy gazu ziemnego. Główny instytut geologiczny tego kraju opublikował nawet artykuł, który jednoznacznie wykluczał możliwość odkrycia podmorskich złóż węglowodorów na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Dla wszystkich było więc niespodzianką, kiedy w 1962 r. spółka Philips Petroleum zwróciła się do rządu norweskiego z wnioskiem o przyznanie jej, na zasadach wyłączności, prawa do prowadzenia prac poszukiwawczych w rejonie Norweskiego Szelfu Kontynentalnego. Rząd norweski odrzucił wówczas tę prośbę, argumentując, że w ewentualnym otwarciu tych terenów dla prac poszukiwawczych musiałaby uczestniczyć większa liczba spółek. Pierwszym krokiem w tworzeniu norweskiej polityki naftowej było ogłoszenie przez rząd w 1963 r. zwierzchności nad obszarami Norweskiego Szelfu Kontynentalnego. Nowo wydane rozporządzenie stwierdzało, że wszelkie zasoby naturalne odkryte na terenie szelfu stanowią własność państwa, a jedynym organem uprawnionym do przyznawania koncesji na ich poszukiwanie i wydobycie jest król (rząd) Norwegii. W tym samym roku spółkom pozwolono rozpocząć wstępne prace poszukiwawcze. Przyznane wówczas koncesje obejmowały prawo do prowadzenia badań sejsmicznych, ale nie do prowadzenia prac wiertniczych.

W marcu 1965 r. Norwegia porozumiała się z Danią i Wielką Brytanią w sprawie rozgraniczenia szelfu kontynentalnego zgodnie z zasadą mediany. Pierwszy przetarg ogłoszono 13 kwietnia 1965 r. W wyniku jego rozstrzygnięcia pojedynczym spółkom naftowym i grupom spółek przyznano 22 koncesje wydobywcze, obejmujące w sumie 78 bloków. Koncesje dawały ich posiadaczom wyłączne prawo do prowadzenia poszukiwań, wierceń i wydobycia surowca na objętych nimi obszarach. Pierwszy odwiert wykonano latem 1966 r., okazał się on jednak negatywny (nie stwierdzono w nim występowania węglowodorów).

 

Nowe zasady

W początkowym okresie w pracach poszukiwawczych u wybrzeży Norwegii prym wiodły spółki zagraniczne, które zagospodarowały pierwsze złoża ropy i gazu w tym kraju. W 1971 r. norweski parlament, Storting, sformułował 10 przykazań dla rodzącej się branży naftowej, z których najważniejsze stanowiły, że:

• wszelkie prace prowadzone na Norweskim Szelfie Kontynentalnym poddane będą kontroli państwa;
• zasoby węglowodorów będą zagospodarowywane w sposób zapewniający państwu norweskiemu samowystarczalność naftową;
• na bazie zasobów węglowodorów utworzona zostanie nowa gałąź przemysłu;
• działalność nowo powstałego przemysłu naftowego winna być prowadzona z poszanowaniem natury i środowiska naturalnego;
• spalanie gazu dozwolone będzie jedynie w ograniczonych okresach;
• państwo będzie uczestniczyć we wszystkich aspektach działalności związanej z zasobami węglowodorów;
• utworzona zostanie państwowa spółka naftowa, która będzie współpracować z zagranicznymi spółkami z branży naftowej.

Mając na względzie powyższe zalecenia, zweryfikowano strukturę zarządzania działalnością branży naftowej i postanowiono podzielić ją na następujące funkcje:

• centralna funkcja kontrolna: określenie oficjalnej polityki – zadanie, które siłą rzeczy należy do kompetencji właściwego ministerstwa, poza sprawami zastrzeżonymi do kompetencji rządu oraz parlamentu (obecnie Ministerstwa ds. Węglowodorów i Energii);
• funkcja administracyjna: administracja, kontrola i nadzór;
• funkcja biznesowa: działalność gospodarcza, wynikająca przede wszystkim z udziału państwa w koncesjach wydobywczych.

14 lipca 1972 r. Storting powołał do życia Norweską Dyrekcję ds. Węglowodorów, która przejęła funkcję administracyjną, oraz spółkę Den norske stats oljeselskap a.s. (Statoil), której powierzono realizację funkcji biznesowej.

W 1979 r. odpowiedzialność konstytucyjna za kwestie związane z bezpieczeństwem, środowiskiem pracy oraz reagowaniem kryzysowym na szelfie kontynentalnym, spoczywająca dotychczas na ministrze ds. węglowodorów i energii, została przeniesiona na ministra ds. samorządów lokalnych i pracy. Od tego czasu Norweska Dyrekcja ds. Węglowodorów zaczęła podlegać równocześnie dwóm ministerstwom.

1 stycznia 2004 r. Norweską Dyrekcję ds. Węglowodorów podzielono na dwa niezależne organy – Norweską Dyrekcję ds. Węglowodorów (która przejęła odpowiedzialność za zarządzanie zasobami) oraz Urząd ds. Bezpieczeństwa Pracy w Przemyśle Naftowym (odpowiadający za bezpieczeństwo i środowisko pracy).

 

Kto tu rządzi?

Od 1972 r. biznesowym ramieniem państwa norweskiego była w całości przez nie kontrolowana spółka Statoil. Statoil miała posiadać do 50 proc. udziałów we wszystkich koncesjach na obszarze Norweskiego Szelfu Kontynentalnego. Z dniem 1 stycznia 1985 r. zmieniono zasady dotyczące udziału państwa w przedsięwzięciach naftowo­-gazowych. Udziały państwa zostały podzielone na dwie części – jedną, przypadającą na spółkę, oraz drugą, stanowiącą część systemu określanego jako System Bezpośredniego Udziału Finansowego Państwa (SDFI). W ramach systemu SDFI państwo norweskie jest właścicielem udziałów w złożach naftowych i gazowych, rurociągach i infrastrukturze lądowej. Wielkość udziałów jest określana każdorazowo w momencie przyznania koncesji wydobywczej i różni się dla poszczególnych złóż. Państwo, jako współwłaściciel, partycypuje w nakładach inwestycyjnych i kosztach oraz otrzymuje odpowiadającą jego udziałowi część dochodów z tytułu koncesji wydobywczej. Wiosną 2001 r. Storting podjął decyzję dopuszczającą możliwość zbycia 21,5 proc. aktywów SDFI, w wyniku której 15 proc. udziałów sprzedano spółce Statoil, a 6,5 proc. – innym koncesjonariuszom. Sprzedaż udziałów SDFI na rzecz spółki Statoil stanowiła ważny krok na drodze do jej udanego debiutu giełdowego i prywatyzacji. Spółka jest notowana na giełdzie od czerwca tego samego roku i od tego czasu działa na takich samych zasadach jak wszyscy inni operatorzy na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. W maju 2001 r. powołano do życia Petoro – państwową spółkę z ograniczoną odpowiedzialnością, zarządzającą w imieniu państwa norweskiego systemem SDFI.

Norweskie prawo jest tak skonstruowane, aby zachęcić do eksploatacji złóż zarówno podmioty krajowe, jak i zagraniczne, zgodnie z założeniem, że konkurencja pomiędzy spółkami naftowymi to najlepszy sposób na maksymalizację wartości zasobów. W efekcie na Norweskim Szelfie Kontynentalnym działa dzisiaj około 60 spółek. Jednocześnie istotne znaczenie ma możliwość zrozumienia i oceny przez władze państwowe decyzji podejmowanych przez poszczególne spółki. W tym celu utworzono system, w ramach którego spółki naftowe dostarczają koncepcji i prowadzą prace techniczne mające na celu wydobycie zasobów, lecz ich działania wymagają zatwierdzenia przez odpowiednie władze. Zgoda władz jest zresztą wymagana na wszystkich etapach przedsięwzięć, od przyznania koncesji poszukiwawczo­-wydobywczej, poprzez prowadzenie badań sejsmicznych, wiercenie otworów poszukiwawczych, plany zagospodarowania i eksploatacji złoża, aż po plany jego likwidacji.

 

Jak to działa?

Władze nie przyznają koncesji wydobywczych pojedynczym spółkom, lecz grupom spółek, zazwyczaj na podstawie wniosków składanych przez nie w ramach przetargów. Wśród najważniejszych kryteriów branych pod uwagę przy ocenie wniosków należy wymienić znajomość uwarunkowań geologicznych, specjalistyczną wiedzę techniczną, siłę finansową oraz doświadczenie, jakie władze wyniosły z wcześniejszej współpracy z daną spółką. Na podstawie złożonych wniosków Ministerstwo ds. Węglowodorów i Energii tworzy grupę koncesjonariuszy i wyznacza operatora koncesji. W ramach każdej koncesji spółki wymieniają się pomysłami i doświadczeniem oraz dzielą się kosztami i przychodami z tytułu wydobycia. Z jednej strony konkurują ze sobą, z drugiej zaś muszą współpracować na rzecz maksymalizacji wartości przyznanej im koncesji wydobywczej.

Władze zalecają ponadto koncesjonariuszom opracowanie takiego planu zagospodarowania, który pozwoli osiągnąć najwyższy możliwy stopień sczerpania zasobów. Efektem tej polityki jest bardzo wysoki stopień sczerpania surowców z norweskich złóż – szacowany obecnie na 46 proc. dla ropy naftowej i 70 proc. dla gazu (dla porównania – szacowany stopień sczerpania ropy naftowej w skali całego świata wynosi 22 proc.). Sukces ten można przypisać przede wszystkim postępowi technologicznemu w dziedzinie wiercenia i zbrojenia odwiertów, lecz także odpowiednio wczesnemu przygotowaniu się na użycie zaawansowanych technik wydobycia (takich jak zatłaczanie wody, zatłaczanie gazu czy naprzemienne zatłaczanie wody i gazu do odwiertu), dzięki czemu instalacje wydobywcze można łatwo dostosować do prowadzenia wydobycia różnymi metodami. Pod wieloma względami Norwegia miała szczęście, że duże złoża węglowodorów zostały tam odkryte wcześnie, a do ich zagospodarowania i maksymalizacji sczerpania zasobów konieczne było użycie zaawansowanych rozwiązań technicznych. Miało to ten skutek, że – przy wsparciu władz państwowych – na badania i rozwój przeznaczono znaczne zasoby ludzkie i finansowe. Ważną rolę odegrała tutaj praktyka, zgodnie z którą spółki najpierw ogłaszają swoje wymagania, a następnie zostawiają opracowanie planu zagospodarowania złoża spółkom dostawczym/inżynieryjnym lub instytutom badawczym, które później współpracują z podmiotami branżowymi na etapie zagospodarowania i sprzedaży zasobów.

Maksymalizacja wartości na Norweskim Szelfie Kontynentalnym wymagała stworzenia systemu zachęt, który skłaniałby spółki naftowe do realizowania celów państwa, bez rezygnowania z dążenia do maksymalizacji zysków. System norweski jest skonstruowany w taki sposób, że państwo zarabia tylko wówczas, gdy zarabiają same spółki.

Maksymalizacja wartości na Norweskim Szelfie Kontynentalnym wymagała stworzenia systemu zachęt, który skłaniałby spółki naftowe do realizowania celów państwa, bez rezygnowania z realizacji własnego celu gospodarczego, jakim jest dążenie do maksymalizacji zysków. Dzięki systemowi opodatkowania sektora naftowego oraz systemowi SDFI do budżetu państwa wpływa znaczna część przychodów z działalności wydobywczej. System ten jest skonstruowany w taki sposób, że państwo zarabia tylko wówczas, gdy zarabiają same spółki. Tak więc w interesie wszystkich graczy norweskiego sektora naftowego leży zapewnienie, aby wydobycie generowało jak największą wartość. Nominalne stawki opodatkowania są wprawdzie wysokie (stawka podatku podstawowego wynosi 28 proc. + 50 proc. podatku specjalnego), lecz system ulg podatkowych z tytułu kosztów prac poszukiwawczych oznacza, że państwo przejmuje część ryzyka poszukiwawczego, a zasady amortyzacji podatkowej (możliwość zaliczenia 130 proc. wartości nakładów inwestycyjnych do kosztów uzyskania przychodów na potrzeby podatku specjalnego) oraz rozliczania strat z lat poprzednich tworzą otoczenie podatkowe, w którym możliwe jest osiągnięcie zadowalającego zwrotu z inwestycji.

Polska może wiele zyskać, jeśli uda jej się zainteresować sobą dostawców urządzeń, narzędzi i metod. Moda na gaz łupkowy może być okazją do stworzenia ram systemowych promujących z jednej strony konkurencyjność, a z drugiej współpracę pomiędzy spółkami naftowymi.

Lekcje dla Polski

W Polsce wydobycie ropy naftowej i gazu ziemnego ma długą historię. Obserwator z zewnątrz może jednak odnieść wrażenie, że nadmiernie koncentrowano się dotychczas na spółkach PGNiG i Petrobaltic, kontrolowanych wcześniej w całości przez Skarb Państwa. Skupienie wszystkich kompetencji i narzędzi w jednej spółce ma niewątpliwie swoje zalety, zapewniając możliwość kontroli i długoterminowego planowania, jednak nie sprzyja konkurencyjności, która jest ważnym czynnikiem postępu technologicznego. Mam wrażenie, że Polska może wiele zyskać, jeśli uda jej się zainteresować sobą dostawców urządzeń, narzędzi i metod. Moda na gaz łupkowy, która ogarnęła obecnie świat, może być okazją do stworzenia ram systemowych promujących z jednej strony konkurencyjność, a z drugiej – współpracę pomiędzy spółkami naftowymi, oraz sprzyjających tworzeniu spółek dostawczych i inżynieryjnych, które będą w stanie sprowadzić do Polski najnowocześniejsze urządzenia, narzędzia i metody.

W Europie gorączka gazu łupkowego rozwinęła się na dobre. Giganci branży nabyli prawa do nieruchomości gruntowych położonych we wschodniej, północnej i zachodniej Europie oraz rozpoczęli wiercenie otworów próbnych, m.in. na terytorium Szwecji, Anglii, Niemiec oraz – naturalnie – Polski. Media entuzjastycznie szafowały hasłem „gaz łupkowy”, szczególnie na samym początku procesu nabywania działek przez koncerny naftowe. Obwieszczano nowy przewrót na rynku energetycznym, pytano, czy Polska ma szansę stać się nadbałtyckim Katarem i spekulowano na temat możliwości zawojowania rynków europejskich przez gaz ziemny z polskich łupków. Ten hurraoptymizm ostudziły nieco apele o rzetelną ocenę techniczną potencjału gazu łupkowego, którym towarzyszy teraz druga fala medialnej histerii – tym razem bijące w oczy tytuły prasowe zwracają uwagę na zagrożenie dla środowiska związane z pracami wiertniczymi. Bazując na amerykańskich doniesieniach prasowych, europejskie media zadają dramatyczne pytanie, czy Europa również stoi w obliczu groźby gwałtu na krajobrazie i zatrucia wód.

Czym więc jest gaz łupkowy i o co całe to zamieszanie? W niniejszym artykule zamierzamy odpowiedzieć na te podstawowe pytania oraz przedstawić wyważony rachunek korzyści i czynników ryzyka związanych z eksploatacją tego cennego surowca.

 

Gaz łupkowy – czym jest?

Gaz łupkowy to gaz ziemny (zawierający głównie metan i inne lekkie węglowodory) wydobywany z łupków. Łupki to nazwa, jaką geolodzy określają skały osadowe o niezwykle drobnoziarnistej strukturze, często zabarwione na ciemny kolor, powstałe w wyniku stwardnienia i kompakcji mułu sprzed milionów lat. Inaczej niż w wypadku konwencjonalnych skał zbiornikowych (np. charakteryzujących się dużą porowatością i przepuszczalnością piaskowców, z których po nawierceniu wypływa strumień gazu), gaz ziemny uwięziony w łupkach można uwolnić tylko metodą szczelinowania (kruszenia) skał, polegającą na wtłoczeniu do formacji skalnej wody pod wysokim ciśnieniem, a następnie piasku, który wciskając się w powstałe w skale pęknięcia, uniemożliwia ich ponowne zamknięcie. Pory w skałach łupkowych są bowiem niewielkie i niepołączone ze sobą, co oznacza, że skały te są nieprzepuszczalne, a przepływ gazu – niemożliwy. Wszystko to zmienia się jednak pod wpływem szczelinowania hydraulicznego. Bogate w krzemionkę i węglan skały łupkowe są kruche, dzięki czemu najlepiej nadają się do tego rodzaju zabiegów. Zawierające gaz ziemny łupki, określane mianem łupków gazonośnych, zalegają zazwyczaj na głębokościach od 1,5 do 2,5 km.

 

Europa potrzebuje własnej energii

Zarówno udokumentowane, jak i perspektywiczne zasoby konwencjonalnego gazu ziemnego w Europie są dosyć skromne. Szacuje się je odpowiednio na 5,8 i 8,8 bln m³. Niemcy np. są zmuszone zaspokajać ponad 80 proc. swojego zapotrzebowania na gaz ziemny surowcem pochodzącym z importu (z czego blisko 40 proc. stanowią dostawy z Rosji). Podobnie rzecz się ma ze wschodnimi sąsiadami Niemiec, którzy w znacznym stopniu polegają na tym samym dostawcy – z Rosji pochodzi 60 proc. gazu ziemnego importowanego przez Polskę. Nic dziwnego, że niekonwencjonalne zasoby gazu ziemnego z łupków – obok metanu z pokładów węgla – szybko zyskują na znaczeniu jako nowe źródło energii dla Europy, które mogłoby jej pomóc częściowo uniezależnić się od dostaw z importu.

Dotychczas eksploatacja gazu łupkowego była wyłącznie amerykańską domeną. Nadzwyczajny sukces wydobycia gazu z łupkowego złoża Barnett Shale w amerykańskim stanie Teksas, szczególnie w ciągu ostatniej dekady, był zwiastunem intensywnych prac poszukiwawczych w obrębie innych basenów geologicznych na terenie Stanów Zjednoczonych. Inspirowało to zarówno północnoamerykańskie, jak i europejskie spółki energetyczne do poszukiwania możliwości inwestycyjnych za granicą. Prawdopodobnie technologie, które znacznie poprawiły wskaźniki opłacalności wydobycia gazu z amerykańskich formacji łupkowych, w tym przede wszystkim wiercenia kierunkowe oraz szczelinowanie hydrauliczne, można łatwo zaadaptować do wymagań docelowych obiektów poszukiwawczych (tzw. plays) na kontynencie europejskim. To dobra wiadomość. Wielu analityków inwestycyjnych z Europy nie zdaje sobie jednak sprawy z faktu, że sukces nie zawsze będzie szedł w parze z transferem technologii. Otoczenie geologiczne europejskich skał łupkowych fundamentalnie różni się od tego, z jakim mamy do czynienia w Stanach Zjednoczonych, a zatem tylko niektóre łupki może cechować zwiększona zawartość gazu ziemnego (sweet spots), wygenerowanego w wyniku wzajemnego, korzystnego oddziaływania złożonych procesów geologicznych. Innymi słowy, określenie wielkości zasobów geologicznych gazu łupkowego jest zadaniem dla geologów, natomiast ich wydobycie będzie należeć do inżynierów. Kluczem do zrealizowania potencjału gazowego skał łupkowych w Polsce i całej Europie będzie nasze rodzime doświadczenie w zakresie geologii oraz znajomość odpowiednich technologii.

 

Pierwsze kroki

Szacowanie potencjału gazowego europejskich skał łupkowych wymaga ostrożności. W 1997 r. Hans-Holger Rogner określił wielkość europejskich zasobów gazu łupkowego na 510 bln stóp³, jednak najnowsze szacunki sporządzone przez amerykańską firmę konsultingową Advanced Resources Int. Inc. wskazują na zupełnie inny rząd wielkości, co może wynikać ze znajomości współczesnych technologii oraz dostępu do lepszej bazy danych. Według obliczeń tej firmy objęte koncesjami pokłady łupków sylurskich w Polsce kryją zasoby gazu ziemnego rzędu 710 bln stóp³, z czego 100 bln stanowią zasoby potencjalnie wydobywalne. Jednak w świetle naszych wcześniejszych uwag na temat specyfiki łupków gazonośnych prognozy te nadal mogą budzić wątpliwości. Jest jasne, że oszacowanie rzeczywistego potencjału zasobów wymaga zrozumienia uwarunkowań geologicznych i inżynieryjnych, które determinują z jednej strony wielkość zasobów geologicznych, a z drugiej – możliwość ich wydobycia.

Proces zdobywania wiedzy już się rozpoczął. W ciągu dwóch ostatnich lat liczba udzielanych w Polsce koncesji na poszukiwanie gazu z łupków, głównie ciemnych łupków sylurskich, niesłychanie wzrosła. Jednym z potentatów, który wkroczył ostatnio z pracami poszukiwawczymi do Polski, jest amerykański koncern Chevron. Również ExxonMobil, ConocoPhillips oraz Marathon Oil Corp nabyły niedawno duże udziały w koncesjach na terenie Polski. Spółka Lane Energy wykonała pierwszy z dwóch planowanych odwiertów w lądowej części basenu Morza Bałtyckiego (Łebień LE1), a 27 sierpnia rozpoczęła wiercenie drugiego (Łęgowo LE1). Niedawno spółka Halliburton, na zlecenie PGNiG, przeprowadziła pierwsze w Polsce szczelinowanie hydrauliczne łupków. Zabieg, który wykonano w odwiercie poszukiwawczym Markowola-1 niedaleko Kozienic w województwie lubelskim, miał na celu ustalenie, czy nawiercone złoże wykazuje obecność komercyjnego nasycenia gazem ziemnym.

Wybiegając spojrzeniem poza granice Polski, napotykamy pokłady kambryjskich łupków Alum, na których koncentrują się prace poszukiwawcze prowadzone obecnie przez koncern Shell w Szwecji. Program tych prac przewiduje opróbowanie trzech otworów. Z kolei ExxonMobil realizuje program prac obejmujący opróbowanie pięciu otworów w basenie Dolnej Saksonii w Niemczech. W ubiegłym tygodniu (24 października) spółka IGas Energy PLC ogłosiła odkrycie „znacznych” złóż gazu ziemnego w łupkach wieku namurskiego, które mogą rozciągać się na obszarze 1195 km² w północno­-zachodniej Anglii, a których średnia miąższość jest szacowana na 250 m. Jednocześnie koncern ExxonMobil, zrażony wynikami testu szczelinowania formacji Szolnok w odwiercie Foldeak-1 w niecce Mako na Węgrzech, postanowił zrezygnować z dalszych prac na tym terenie.

Eksploatacja gazu z łupków radykalnie zmieniła sytuację podażową na światowym rynku gazu ziemnego. W Stanach Zjednoczonych powstało bardzo dużo nowych miejsc pracy, w sposób pośredni lub bezpośredni związanych z eksploatacją gazu łupkowego. W Europie możemy się spodziewać podobnych korzyści, zawsze jednak warto zadać pytanie, jaką cenę przyjdzie nam za to zapłacić.

Korzyści i ryzyka

W Stanach Zjednoczonych – jedynym kraju, w którym gaz łupkowy jest wydobywany na skalę przemysłową – funkcjonuje już 40 tys. służących do tego celu odwiertów. Gaz z łupków stanowi 8 proc. całkowitego wydobycia w tym kraju. Jego eksploatacja radykalnie zmieniła sytuację podażową na światowym rynku gazu ziemnego. Nie ma już potrzeby wykorzystywania LNG (ciekłego gazu ziemnego) do celów importowych, co pozostawia duży zapas dla Europy i innych krajów. W Stanach Zjednoczonych powstało bardzo dużo nowych miejsc pracy, w sposób pośredni lub bezpośredni związanych z eksploatacją gazu łupkowego. Są to oczywiste bardzo wymierne korzyści, a – jak wspomniano wcześniej – w Europie pościg, w którym stawką jest odkrycie komercyjnych ilości gazu łupkowego, już ruszył, co oznacza, że możemy się spodziewać podobnych pożytków, w tym powstania wielu nowych miejsc pracy. Zawsze jednak warto zadać pytanie, jaką cenę przyjdzie nam za to zapłacić.

W wielu kręgach wyrażane są obawy dotyczące procesu szczelinowania hydraulicznego (technologii stosowanej rutynowo od przeszło 40 lat, która może wywoływać łagodne trzęsienia ziemi), substancji dodawanych do mieszaniny wody i piasku (które mogą zanieczyszczać płytkie warstwy wodonośne w wypadku niestosowania się do standardowych praktyk wiertniczych lub zanieczyszczać wody rzek i glebę w razie nieprzestrzegania przepisów ochrony środowiska), a także ogólnej uciążliwości dla ludzi i infrastruktury, spowodowanej hałasem i zanieczyszczeniem powietrza.

Produkcja każdej formy energii zostawia jakiś ślad. Koszty związane z eksploatacją gazu łupkowego wydają się w gruncie rzeczy niewielkie, choć można przywołać lokalne przykłady źle zaplanowanych wierceń i cięcia kosztów (np. w stanie Pensylwania). Media słusznie podnoszą kwestię zagrożeń środowiskowych, chociaż nagłówki prasowe bywają rażąco i groteskowo przesadzone. Zrównoważona analiza niebezpieczeństw i ryzyka związanych z eksploatacją tego surowca jest obecnie przedmiotem prac amerykańskiego Departamentu ds. Energii. Również w Stanach Zjednoczonych formułowane są zasady prowadzenia wierceń w sposób nieszkodliwy dla środowiska oraz dobre praktyki w tej dziedzinie. Zajmuje się tym np. instytut badawczy Houston Advanced Research Center (HARC), we współpracy z licznym gronem instytucji amerykańskich i europejskich (m.in. Uniwersytetem w austriackim Leoben).

Ucząc się na amerykańskich doświadczeniach, będziemy wiedzieć, co należy, a czego nie należy robić. Koszty w Europie będą wyższe, a przepisy bardziej restrykcyjne. Pozostaje pytanie, jak samorządy lokalne i ekolodzy zareagują na ryzyko zagrożenia dla środowiska naturalnego.

W Europie musimy tak wszystko przygotować, by pozyskiwanie gazu łupkowego przebiegało bezproblemowo. Ucząc się na amerykańskich doświadczeniach, będziemy wiedzieć, co należy, a czego nie należy robić. Koszty w Europie będą wyższe, a przepisy bardziej restrykcyjne. Wszystkie spółki zdają sobie z tego sprawę. Mimo że większość rządów i organizacji ekologicznych popiera ideę gazu łupkowego jako – z jednej strony – źródła „zielonej” energii, a z drugiej – geopolitycznego oręża przeciwko dostawom z importu, pozostaje pytanie, jak samorządy lokalne i ekolodzy zareagują na ryzyko, rzeczywiste lub domniemane, zagrożenia dla środowiska naturalnego.

 

Projekt GASH (Gas Shales in Europe)

GASH to pierwszy zakrojony na tak szeroką skalę europejski program badań nad gazem łupkowym (http://www.gas-shales.org). Miarą jego ambicji jest szeroki zakres podejmowanych tematów oraz fakt, że stanowi on platformę współpracy pomiędzy czołowymi europejskimi zespołami naukowymi i instytutami geologicznymi a podmiotami z branży naftowo­-gazowej. Integralnym elementem programu jest know­-how zdobyty przez Amerykanów, co pozwoli jego uczestnikom uniknąć wyważania otwartych drzwi albo – co gorsza – drzwi prowadzących donikąd. Obecnie program sponsorowany jest przez dziesięć spółek energetycznych: ExxonMobil, Vermilion Energy, Marathon Oil, Gaz de France Suez, Total, Statoil, Wintershall, Repsol, Bayerngas oraz Schlumberger, a chęć przystąpienia do niego zasygnalizowały już kolejne spółki. Projekt obejmuje dwa główne elementy związane z fazą poszukiwawczą i wydobywczą: tworzenie europejskiej bazy danych o łupkach gazonośnych (European Black Shale Database, EBSD) oraz szereg projektów badawczych o wąsko nakreślonej tematyce, opartych na analizach geochemicznych, geofizycznych i geomechanicznych. Budową bazy danych zajmuje się zespół naukowców z 18 instytutów geologicznych – od Szwecji na północy, przez Europę Zachodnią, kraje bałtyckie, Europę Południową, aż po Rumunię, Węgry i Czechy na wschodzie. Uczestnicy projektów badawczych prowadzonych w ramach programu GASH posługują się modelowaniem numerycznym, symulacjami oraz analizami laboratoryjnymi, aby wyselekcjonować obszary zwane „naturalnymi laboratoriami”, zarówno w Europie, jak i w Stanach Zjednoczonych.

Cel przedsięwzięcia to oszacowanie wielkości zasobów geologicznych i podatności skał na szczelinowanie. Ma on zostać osiągnięty dzięki lepszemu zrozumieniu procesów, które dały początek gazonośnym formacjom łupkowym. Europejskie formacje ciemnych łupków, które wybrano na takie „naturalne laboratoria”, to kambryjskie łupki Alum leżące na terenie Szwecji i Danii, dolnojuralskie łupki Posidonia w środkowych Niemczech oraz ciemne łupki wieku karbońskiego, których pas rozciąga się od Wielkiej Brytanii, przez Holandię aż po Niemcy. Zakresem badań objęte są też łupki Barnett i Marcellus w Stanach Zjednoczonych, co ma umożliwić badaczom kalibrację na podstawie znanych cech i procesów. Obecnie w ramach programu analizowane są też środowiskowe uwarunkowania eksploatacji gazu łupkowego, co ma zapewnić zrównoważone podejście do zagadnienia od samego początku.

 

Błękitne paliwo na wagę złota

Zagospodarowanie łupków gazowych w Europie nadal nastręcza wiele trudności, których pokonywanie może spowolnić ten proces. Jednak pozytywne długoterminowe prognozy kształtowania się cen gazu na rynku europejskim gwarantują, że zainteresowanie gazem łupkowym nie okaże się tylko przejściową modą. Jeżeli wydobycie gazu z europejskich formacji łupkowych okaże się technicznie możliwe, a wszystkie przeszkody uda się przezwyciężyć, wówczas błękitne paliwo z tego źródła może w istotnym stopniu zaważyć na przyszłej podaży gazu w Europie.

W Europie mamy szansę właściwie ocenić potencjał gazu łupkowego i odpowiednio zaplanować jego poszukiwanie i wydobycie, monitorowanie wpływu tych działań na środowisko, informowanie opinii publicznej oraz działania naprawcze. Należy to zrobić w sposób transparentny i efektywny, gdyż od tego w ostatecznym rozrachunku zależeć będzie powodzenie inwestycji związanych z realizacją potencjału gazu łupkowego.