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.
