Coraz mniej rosyjskiej ropy płynie do Polski
Polska chce uniezależnić się od surowców energetycznych z Rosji. Już nie tylko gaz, ale też ropa naftowa ma być sprowadzana w coraz większych ilościach z kierunków alternatywnych. Orlen i Lotos w minionym roku zakupiły po około 30 proc. ropy spoza kierunku wschodniego. Surowiec dociera do Polski morzem m.in. z Afryki, USA i z krajów arabskich.
W ostatnim czasie PKN Orlen informował o zmniejszeniu wolumenu dostaw ropy realizowanych przez Rosnieft Oil Company. Spadek jest wyraźny, wynosi około 30 proc. Z końcem stycznia zakończyła się dotychczasowa trzyletnia umowa z rosyjskim kontrahentem. Zawarto jednocześnie nowe porozumienie, zakładające dostawę od 5,4 do 6,6 mln ton surowca rocznie w okresie od lutego 2019 do końca stycznia 2021. Wcześniej Rosnieft sprzedawał koncernowi z Płocka rokrocznie od 6 do 8,4 mln ton ropy.
Przedstawiciele Orlenu podkreślają, że dywersyfikacja dostaw jest jednym z najważniejszych celów firmy. Wpisuje się też w politykę bezpieczeństwa energetycznego Polski. - W 2018 roku już 30 proc. ropy naftowej dostarczanej do rafinerii Orlenu pochodziło z Arabii Saudyjskiej, Zjednoczonych Emiratów Arabskich, USA i Afryki. Zmniejszenie wolumenu ropy naftowej z kierunku rosyjskiego otwiera przed nami możliwości zróżnicowania kierunków dostaw - informuje Daniel Obajtek, prezes PKN Orlen.
Proces dywersyfikacji nabrał tempa w ostatnich latach. Jeszcze niedawno, w 2012-2013 roku, udział ropy REBCO, a więc w większości rosyjskiej (Russian Export Blend Crude Oil), w produkcji rafineryjnej Orlenu wynosił ok. 95 proc. Jednak w ostatnim czasie w ramach zakupów spotowych spółka kontraktowała surowiec ze Stanów Zjednoczonych, Angoli, Nigerii czy Zjednoczonych Emiratów Arabskich. Sprowadzała też ropę z Iraku, Azerbejdżanu, Kazachstanu, Wenezueli czy Norwegii. Jednocześnie koncern szuka nowych rynków, z których mógłby sprowadzać ropę. Dostawy spotowe uzupełniają długoterminowe umowy na dostawę surowca zawarte z producentami ze Wschodu i z Zatoki Perskiej.
Orlen podkreśla, że kupując surowiec od nowych partnerów stara się uzyskać jak najlepszą cenę, ale też odpowiednią jakość. Różne kierunki oznaczają różne gatunki ropy sprowadzanej do zakładów koncernu.
Decydując się na zakupy od konkretnego dostawcy, Orlen musi uwzględniać również ten czynnik. Poszczególne rodzaje surowca są dobierane tak, by odpowiadały procesom technologicznym stosowanym w należących do Orlenu rafineriach. Spółka argumentuje, że wybrane gatunki ropy o innych właściwościach niż REBCO w odpowiednich warunkach umożliwiają zwiększenie uzysków średnich destylatów, w tym przede wszystkim diesla. A to argument o tyle ważny, że oleju napędowego w Polsce brakuje, musimy importować znaczące jego ilości, by zaspokoić potrzeby lokalnego rynku. Zwiększenie wolumenów produkcyjnych bez dodatkowych kosztownych inwestycji to krok w dobrą stronę.
Także Lotos zapewnia, że ok. 30 proc. przerabianej w gdańskiej rafinerii koncernu pochodzi z innego kierunku niż wschodni. Podobnie jak Orlen, zakłada w swojej strategii dywersyfikację dostaw. - Dzięki tego typu transakcjom pozyskujemy i utrwalamy doświadczenia przerobowe dla surowców o zróżnicowanej jakości, nawiązujemy i kontynuujemy relacje handlowe z dostawcami ropy z kilku kontynentów. To kluczowe czynniki zapewniające bezpieczeństwo surowcowe Grupy Lotos. Nie bez znaczenia jest również zwiększanie marży przerobowej - informował Jarosław Kawula, wiceprezes ds. produkcji i handlu w Grupie Lotos.
Na początku stycznia tego roku spółka podpisała kolejną umowę terminową na dostawy ropy amerykańskiej. Surowiec będzie dostarczany drogą morską poprzez Natfoport. W poprzednich dwóch latach firma przerobiła kilka gatunków ropy z USA. Najnowszy kontrakt dotyczy dostaw nie mniej niż siedmiu ładunków jednego wybranego gatunku surowca. W całym zeszłym roku gdańska rafineria przerobiła szesnaście gatunków ropy z Morza Północnego, Bliskiego Wschodu, Ameryki Północnej i Afryki Zachodniej, a także ropę rosyjską, litewską i polską (wydobywaną przez PGNiG i Lotos Petrobaltic).
Zdolność do przerobu różnych gatunków ropy przez Lotos zwiększy się jeszcze po uruchomieniu projektu EFRA (Efektywna Rafinacja) pogłębiającego przerób ropy naftowej i ograniczającego tym samym produkcję ciężkiego oleju opałowego. Inwestycja warta 2,3 mld zł pozwoli na uzyskanie ponad 900 tys. ton wysokomarżowych produktów rocznie. Spółka informowała jednocześnie, że jest w trakcie analiz kolejnych inwestycji pozwalających na przerób wielu gatunków ropy naftowej. Przygotowuje się też do większego wykorzystania własnego surowca z segmentu wydobywczego z Morza Bałtyckiego i Morza Północnego.
Potrzeby dywersyfikacyjne polskich rafinerii dostrzegł też PERN, odpowiadający za magazynowanie ropy i paliw płynnych oraz transport rurociągowy ropy i paliw. Spółka planuje, że do 2022 roku wyda 2,7 mld zł na inwestycje. Część tej kwoty ma być wydatkowana m.in. na nowe rurociągi. Niedawno firma podawała, że mając na uwadze potrzeby Orlenu i Lotosu związane z zakupami ropy z różnych kierunków, zamierza wybudować rurociąg z Gdańska do Płocka.
W zeszłym tygodniu rząd przyjął projekt ustawy o przygotowaniu i realizacji strategicznych inwestycji w sektorze naftowym, w którym przewidziano rozwiązania usprawniające proces inwestycyjny. Wszystko po to, by umożliwić realizację polityki bezpieczeństwa energetycznego Polski.
Polska zamierza też uniezależnić się od gazu z Rosji. Niedawno PGNiG informował, że udział surowca ze Wschodu spadł do ok. 67 proc. Tymczasem jeszcze w 2016 roku było to blisko 89 proc. To jednak nie koniec. Poza planowaną rozbudową terminala w Świnoujściu (z 5 mld m sześc. zdolności przeładunkowych rocznie do 7,5 mld m sześc.) , który umożliwia zakup skroplonego gazu LNG z różnych stron świata, w toku są działania zmierzające do budowy połączenia polskiego systemu gazowego ze złożami na norweskim szelfie kontynentalnym.
Baltic Pipe, bo tak nazywa się gazociąg, będzie mógł transportować do Polski 10 mld m sześc. gazu z północy rocznie. To dużo, biorąc pod uwagę, że roczne zużycie w Polsce wynosi ok. 16 mld m sześc.
W zeszłym roku import gazu ze Wschodu wyniósł nieco ponad 9 mld m sześc. Jeszcze przez kilka lat będzie stanowił sporą część sprowadzanych do Polski wolumenów. Obecnie PGNiG kupuje go na mocy kontraktu jamalskiego zawartego w połowie lat 90. ubiegłego wieku. Obowiązuje w nim klauzula "take or pay" ("bierz lub płać"), zobowiązująca stronę Polską do płacenia Gazpromowi do końca 2022 r. za ok. 85 proc. ilości kontraktowych gazu, niezależnie od tego, czy surowiec został faktycznie sprowadzony, czy nie.
Monika Borkowska
