PERN wchodzi w gaz

PERN wchodzi w gaz
(„Energia Gigawat” – listopad 2005)
Rozmowa z Wojciech Tabisiem, prezesem Zarządu Przedsiębiorstwa Rurociągów
Naftowych „Przyjaźń” SA, operatora rurociągów ropnych i produktowych w Polsce
- Z powodu rekordowo wysokich ceny ropy przemysł naftowy notuje niespotykane od lat
zyski. Czy z tej wyjątkowej hossy korzysta również PERN „Przyjaźń” SA, odnotowując
zwiększone zainteresowanie tłoczeniem ropy bądź podwyższając stawki za przesył?
- Korzystamy z dobrej koniunktury, ale w inny sposób niż rafinerie bądź firmy handlujące
ropą lub wydobywające ten surowiec. Zajmujemy się działalnością transportową w zakresie
zarówno ropy, jak i produktów ropopochodnych, a także magazynowaniem ropy naftowej.
Profity z hossy na rynku ropy naftowej zbieramy poprzez zwiększone zainteresowanie
naszymi usługami ze strony firm, które obracają ropą. Dowodzi tego fakt, iż w 118%
wykorzystujemy zdolności przesyłowe rurociągu „Przyjaźń”, zwłaszcza jego odcinka
wschodniego. O wiele intensywniej niż w latach poprzednich wykorzystywany jest PPPP
Naftoport Sp. z o.o., którego jesteśmy większościowym udziałowcem (66,66%). Ponadto
zmożone zużycie produktów naftowych pozwala na zwiększenie wykorzystania naszych
rurociągów produktowych. Natomiast stawki naszych usług są kalkulowane w nieco inny
sposób i nie są uzależnione od koniunktury i dekoniunktury na rynku oraz od zmian cen ropy.
- A więc nie mogą Państwo podnieść stawek korzystając z tego, że jest wielki popyt na
ropę?
- Chcemy być przedsiębiorstwem stabilnym w swojej działalności, niepodatnym na znaczne
wahania cen ropy. Wysoka cena tego surowca, z jaką mamy dziś do czynienia, w bliższej lub
dalszej przyszłości będzie musiała spaść, ponieważ zaczynają być opłacalne technologie
zmniejszające zapotrzebowanie na ropę oraz produkty naftowe i szuka się alternatywnych
źródeł energii, które do tej pory były zupełnie nieopłacalne. W trakcie negocjowania
warunków wykorzystania rurociągu korytarza naftowego Odessa-Brody-Płock-Gdańsk
uzyskaliśmy informacje, iż wiele firm przygotowuje się do wykorzystania tych pokładów
ropy naftowej, które dotychczas uchodziły za nieopłacalne do eksploatacji, a teraz, przy
wysokiej cenie ropy, stały się opłacalne. Dlatego wszystko wskazuje na to, że w niedalekiej
przyszłości ropy na rynkach będzie więcej. Krajem, z którym negocjujemy, jest Kazachstan,
gdzie przewiduje się w najbliższych 15. latach zwiększenie produkcji do 200 mln t, co
oznacza wzrost produkcji o kilkaset procent.
- Jaki jest udziału PERN w całym projekcie dostarczenia ropy kaspijskiej do Polski? Na
jakim etapie są te prace? Jaka jest Pańska wizja tego przedsięwzięcia?
- Dość intensywne prace prowadzone są w kilku równoległych kierunkach. Pierwszy obszar,
w którym prace częściowo już zostały zakończone, obejmuje przygotowanie biznesplanu
wykorzystania rurociągu transportu ropy naftowej z rejonu Morza Kaspijskiego do Polski i do
krajów Unii Europejskiej. Dzięki finansowej pomocy Unii został rozstrzygnięty przetarg na
doradcę, który ma opracować biznesplan. Prace te już się rozpoczęły, mieliśmy pierwszy
kontakt z konsorcjum doradców, Sweco PIC Oy, wybranych w ramach programu Inogate.
Drugi obszar dotyczy poszukiwania odbiorców tej ropy. Ponieważ chcemy, aby było to
przedsięwzięcie komercyjne, szukamy udziałowców, którzy byliby zainteresowani
wykorzystywaniem tej drogi transportu ropy naftowej. Takie rozmowy przeprowadziliśmy w
Kazachstanie: został podpisany list intencyjny z KazMunaiGazem, w najbliższym czasie
spodziewamy się delegacji tej firmy w Polsce. Będziemy rozmawiać na temat szczegółów
dotyczących stopnia zainteresowania projektem strony kazaskiej, w tym roli
Międzynarodowego Przedsiębiorstwo Rurociągowego Sarmatia Sp. z o.o., którego PERN jest
50% udziałowcem (drugie 50% udziałów posiada O.S.A. Ukrtransnafta, ukraińskie
przedsiębiorstwo rurociągowe), w wykorzystaniu tego rurociągu. Oczywiście, poza
rozmowami na temat korytarza naftowego Brody-Płock-Gdańsk, toczone są rozmowy
dotyczące ogółu zagadnień związanych z transportem ropy z Kazachstanu, czyli nie tylko złóż
pochodzących z basenu Morza kaspijskiego, ale również ze złóż leżących w głębi tego kraju.
Odmienny kierunek naszych działań wyznaczają rozmowy z potencjalnymi odbiorcami
kaspijskiej ropy. Nasza uwaga jest skierowana na rynek amerykański i rynek UE, gdzie firmy
takie jak ChevronTexaco, Conaco Philips wykazują zainteresowanie jej odbiorem. Ponadto
nowy obszar potencjalnego zbytu pojawił się w momencie, gdy PKN Orlen SA wykupił
czeski Unipetrol, który w większości wykorzystuje ropę lekką, zbliżoną w swych parametrach
do ropy kaspijskiej. Również w tym obszarze prowadzimy rozmowy, aby stwierdzić, jaką
część strumienia ropy można by skierować do Unipetrolu.
- Czy to wyczerpuje listę problemów związanych z tą inwestycją?
- Odrębnym zagadnieniem jest kwestia uzgodnień z samorządami dotyczących przebiegu
rurociągu. Te rozmowy z punktu widzenia całego procesu inwestycyjnego są najbardziej
długotrwałe i wymagają wzmożonego wysiłku negocjacyjnego zarówno w kontaktach z
samorządami, jak i z właścicielami poszczególnych działek. Bardzo mocno doświadczyliśmy
tych problemów podczas realizacji inwestycji na wschodnim odcinku rurociągu „Przyjaźń”.
Przewidujemy, i pod tym kątem wykonujemy także odpowiednie analizy, że wzdłuż rurociągu
Odessa-Brody-Płock-Gdańsk będzie poprowadzony rurociąg produktowy. Rozmowy z
Polskim Górnictwem Naftowym i Gazownictwem SA i Gaz Systemem Sp. z o.o., operatorem
gazociągów przesyłowych pokazują, że istnieje zainteresowanie wykorzystaniem przebiegu
tego rurociągu dla przesyłu gazu ziemnego. To jest cały kompleks zagadnień, który musimy
połączyć w jeden proces inwestycyjny. Pracuje nad tym zarówno Sarmatia, jak i PGNiG;
prowadzimy też na ten temat rozmowy z naszymi partnerami z Ukrtransnafty.
- Czy rozważają Państwo zbudowanie odgałęzienia rurociągowego do Czech?
- Istnieje możliwość wykorzystania tego korytarza również w kierunku Czech. Do
zaopatrywania Unipetrolu można by wykorzystać południową nitkę rurociągu „Przyjaźń”.
Naturalnie do tej pory nie mamy podpisanych kontraktów, stąd nie wiemy, czy byłaby to ropa
lekka, czy też zbliżona w swych parametrach do ropy rosyjskiej. Oba te gatunki możemy
przesyłać, ponieważ będziemy tłoczyli surowiec sekwencyjnie. Jest to ważne z punktu
widzenia odbioru, bowiem technologicznie rafinerie przystosowane do określonego gatunku
ropy: polskie do przerobu ropy ciężkiej typu Ural, natomiast rafinerie krajów
zachodnioeuropejskich oraz większość rafinerii w Stanach Zjednoczonych, ale także np. w
Czechach są przystosowane do przerobu ropy lekkiej. Myślimy ponadto połączeniu Polski i
Czech rurociągiem produktowym.
- Została już wytyczona trasa przez terytorium Polski tego rurociągu?
- Analizujemy w tej chwili trzy warianty jego przebiegu: z punktów widzenia kosztów
eksploatacji, z punktu widzenia kosztów inwestycji i wreszcie - możliwości zbudowania
rurociągów towarzyszących, czyli rurociągu produktowego oraz gazociągu.
- Czy są duże różnice pomiędzy tymi wariantami?
- Tak, spore. Chodzi głównie o możliwość wykorzystania trasy przebiegu rurociągu
„Przyjaźń” - to jeden z wariantów. Drugi zakłada wybudowanie rurociągu bezpośrednio z
Brodów do Płocka, natomiast trzeci wariant jest pośredni.
- Jedna z lansowanych wcześniej koncepcji mówiła o doprowadzeniu rurociągu z
Brodów do Płocka, a dalej ropa miała być tłoczona odcinkiem zachodnim rurociągu
„Przyjaźń” do Niemiec. Czyżby nastąpił odwrót od tej koncepcji, skoro ropa na płynąć
na północ, do Naftoportu?
- Nie możemy teraz precyzyjnie wypowiadać się o kierunkach tłoczenia, gdyż nie
zamknęliśmy listy kontraktorów na wykorzystanie pojemności tego rurociągu. Nie mamy też
zamkniętych wielkości tłoczenia. Przy przesyle do 25 mln t ropy rocznie będziemy
wykorzystywać pojemności w odcinku zachodnim rurociągu „Przyjaźń” i w rurociągu
„Pomorskim”. Natomiast gdy wielkości przekroczą 25 mln t, będziemy zmuszeni zbudować
kolejne nitki tych rurociągów. Tak więc dzisiaj jeszcze nie mogę udzielić odpowiedzi na to
pytanie, gdyż nie został określony pułap maksymalnego zapotrzebowania.
- Wspomniał Pan o zainteresowaniu kaspijską ropą ze strony amerykańskich
odbiorców. Czy tak płytki akwen, jak Morze Bałtyckie, umożliwi ekspediowanie tej ropy
tankowcami?
- Głównym ograniczeniem, jeżeli chodzi o Bałtyk, są cieśniny duńskie, które pozwalają na
transport ropy statkami o pojemności nie większej niż 180 tys. t. W przypadku, gdy
wymagany jest dalszy transport, dokonuje się przeładunku bądź doładowania już na
głębszych wodach, poza cieśninami duńskimi.
- Wejście PERN-u do spółki Sarmatia uwiarygodniło projekt przedłużenia ropociągu z
Brodów, który dotychczas był postrzegany bardziej jako mrzonka. Były nawet
wątpliwości co do rzeczywistych zasobów ropy w basenie Morza Kaspijskiego. Jak Pan
ocena szansę urzeczywistnienia tego projektu, a także opłacalność całego
przedsięwzięcia?
- Ten rurociąg jest Polsce potrzebny jako rezerwowa droga zasilania w ropę naftową. Jest też
potrzebny Unii Europejskiej, a także krajom zlokalizowanym w rejonie Morza Kaspijskiego,
by zagwarantować możliwość wyprowadzenia zwiększonej produkcji w świat. Jest w końcu
potrzebna całemu rynkowi naftowemu, gdyż być może te zwiększone dostawy, ten nowy
kierunek, pozwolą ustabilizować ceny. Jestem przekonany, że rurociąg powstanie i będzie
opłacalny. Jest jeszcze wiele jeszcze do zrobienia, ale to tylko kwestia czasu. Istniejące w tej
chwili warunki na rynku ropy naftowej sprzyjają tej inwestycji.
- Czy nasi producenci mogliby się przestawić z powrotem na ropę lekką? Mówi się, że
pomysł jest politycznie ciekawy, natomiast ekonomicznie bezsensowny, bo przestawienie
PKN Orlen na surowiec inny niż rosyjski pochłonie kilkaset milionów złotych.
Spowodowałoby to wzrost cen paliw na stacjach benzynowych i przyniosłoby efekt
inflacyjny.
- Nasze rozmowy w Kazachstanie pokazały, że są tam różne gatunki ropy, w tym ropa
zbliżona parametrami do ropy rosyjskiej, którą wykorzystują nasze rafinerie. Zresztą już
obecnie Kazachstan przesyła tę ropę do Polski, tyle że rurociągiem z Samary. Można
odciążyć i tak już już maksymalnie wykorzystywany rurociąg „Przyjaźń” właśnie poprzez
zbudowanie nowego rurociągu. Oczywiście są pewne problemy do pokonania. Rozwiązania
wymaga kwestia dostarczenia tej ropy do Odessy. Przewidujemy kilka sposobów dostaw:
statkami lub istniejącymi rurociągami. Wydaje się, że jest to droga krótsza i tańsza od tej,
którą Kazachstan wykorzystuje obecnie, czyli rurociągami biegnącymi przez terytorium
Rosji.
- Co takiego się stało, że Unia Europejska jeszcze niedawno dość sceptycznie odnosząca
się do tego projektu, teraz zaczęła go wspierać?
- Uważam, że klimat dla tej inwestycji był zawsze dobry, natomiast trzeba oddzielić politykę
od biznesu. Świat biznesu podchodzi do dużych projektów infrastrukturalnych znacznie
ostrożniej, wnikliwie kalkulując zyski i koszty. Należało się m.in. upewnić jakie są
rzeczywiste możliwości produkcyjne. Teraz już wiadomo, że ropa tam jest i to w ilości
wystarczającej dla potrzeb wykorzystania tego korytarza transportu.
- Rurociąg „Przyjaźń” liczy ponad 40, z kolei rurociąg „Pomorski” w tym roku będzie
miał równe 30 lat. Czy oba zestarzały się na tyle, że wymagają bardzo gruntowych
remontów czy też bieżące jeszcze wystarczają?
- Największy niepokój budzi pierwsza nitka wybudowana przeszło 40 lat temu. Jej stan
techniczny wymaga natychmiastowych działań, chociaż do tej pory nie mieliśmy większych
awarii na tym rurociągu. Niemniej aby zapewnić stabilne dostawy, budujemy teraz trzecią
nitkę rurociągu „Przyjaźń”, co pozwoli nam zwiększyć zdolności przesyłowe na odcinku
wschodnim do 65 mln t rocznie. Chcemy pierwszą nitkę uwolnić od transportu topy i
przeznaczyć ją do transportu produktów, oczywiście po pewnych remontach przy niższych
parametrach ciśnień. Planujemy wykorzystać ją do przesyłu produktów, zwłaszcza w rejon
Warszawy, gdyż doprowadzający do aglomeracji warszawskiej paliwo rurociąg produktowy
jest wykorzystywany w 100%. Zapotrzebowanie kontrahentów jest większe niż zdolność
przesyłowa istniejącego rurociągu produktowego. Trzecią nitkę rurociągu „Przyjaźń”
będziemy oddawać do użytku tzw. loopingami. Są to krótkie odcinki rurociągów, które w
miarę włączania do eksploatacji stopniowo będą powiększały przepustowość odcinka.
Pierwsze loopingi powinny być oddane jeszcze w tym roku. Po oddaniu do użytku wszystkich
utworzona zostanie trzecia nitka rurociągu „Przyjaźń”.
- Czy te inwestycje nie są aby po to, by storpedować włączenie rurociągów
produktowych do spółki Naftobazy, na bazie której ma powstać tzw. Niezależny
Operator Logistyczny?
- Bierzemy udział w pracach zespołu, który analizuje strukturę tzw. NOL-a. W równym
stopniu jesteśmy zainteresowani przesyłem produktów ropopochodnych, jak i przesyłem ropy
naftowej. Przedłużenie rurociągu Odessa-Brody powinno zakończyć się w ok. 2009 r., ale
nasza strategia wybiega znacznie dalej. Przesył paliw rurociągami jest najbardziej
ekologiczną i najbardziej opłacalną formą transportu, dlatego niezależnie od tego, jaką
strukturę przyjmie NOL, pozostaniemy uczestnikiem tego rynku i będziemy zainteresowani
rozwojem tej infrastruktury. Zarówno wówczas, kiedy będziemy właścicielami tych
rurociągów, jak wtedy, gdy rurociągi produktowe wejdą w skład innego podmiotu, którego
będziemy udziałowcem.
Chcę od razu podkreślić, że musi być to silny podmiot. Warto więc zadać pytanie, czy
powstanie struktura niezależna, gdy rurociągi produktowe zostaną wyodrębnione z PERN-u i
połączone z Naftobazami? Przeciwnie, będzie to struktura bardzo zależna od PKN Orlen.
Pokazały to już pierwsze symulacje, według których gdyby sprywatyzować taką strukturę, a
Orlen zmniejszyłby wykorzystanie rurociągów produktowych przez pół roku o np. 40%, to
wkrótce mógłby ją przejąć jako bankruta, za bezcen. Natomiast gdy operator logistyczny
oprze się o taki podmiot, jakim jest PERN, a pełnimy teraz rolę operatora tych rurociągów, to
uzyska gwarancję niezależności od producentów. Dodatkowo zwróćmy uwagę na to, jak
przebiegają procesy inwestycyjne - większość systemów nadzoru, telekomunikacji i
automatyki rurociągów produktowych i ropnych to systemy połączone. Ponadto, jak dowodzą
nasze plany w przypadku pierwszej nitki, istnieje możliwość zamienności w niektórych
przypadkach funkcjonowania tego rurociągu, a zatem o tym, jakie medium będzie płynęło
wewnątrz rury, właściwie decyduje operator. Uważamy również, że należy komasować
strukturę magazynowania. W tej chwili PERN zajmuje się magazynowaniem ropy naftowej,
posiadamy prawie 3 mln m sześc. pojemności magazynowych, lecz przyszły rozwój
Naftoportu wymaga tego, by skupić sprawy magazynowania i transportu produktów w
jednym ręku. Koszty automatyki, nadzoru i telekomunikacji, jak i prowadzenia nowych
inwestycji, są w tej sytuacji o wiele niższe niż w rozdzielonych strukturach. Obserwacje i
doświadczenia zza granicy pokazują, że należy tworzyć mocnych operatorów, nawet wtedy,
gdy działają one w ramach monopolu naturalnego. Jednostkowe koszty są wtedy mniejsze.
Uważam, że wszystkie te aspekty należy brać pod uwagę podejmując decyzje o kształcie
sektora naftowego w przyszłości.
- Czy jednak utworzenie trzeciej, niezależnej spółki, w skład której weszłyby rurociągu
PERN-u oraz bazy Naftobaz nie byłoby pewnym kompromisem?
- Każda z tych koncepcji ma swoje wady i zalety, dlatego nie można jednoznacznie
powiedzieć, która jest lepsza, a która gorsza. Przedstawiłem istotne aspekty, które należy
wziąć pod uwagę, przede wszystkim potrzebę zachowania niezależności przez operatora
logistycznego.
- Jednak Naftobazy zapewniają, że nie są już tak bardzo jak dawniej zależne od PKN
Orlen, gdyż pozyskały nowych klientów, głównie importerów paliw zza wschodniej
granicy, znacząco wzrosły też przeładunki dla Grupy Lotos. Poza tym mają pomysł na
rozbudowę połączeń rurociągowych z systemami krajów ościennych, co umożliwiłoby
rzeczywiste otwarcie rynku i wdrożenie zasady TPA. Przecież PERN od lat nie
wybudował żadnego nowego połączenia rurociągowego.
- Koncepcje uruchomienia połączeń transgranicznych są zbieżne i dla Naftobaz, i dla PERNu, i dla Nafty Polskiej. Wspólnie z Naftą Polską i z ministerstwami gospodarki oraz skarbu, w
ramach opracowania polityki energetycznej oraz w ramach strategii sektora naftowego
przedstawiamy warianty rozwoju tego rynku. Mówiłem już o strukturze organizacyjnej i o
zagrożeniach z nią związanych. Niezależnie od opcji, przy obecnej wartości rurociągów
produktowych, sięgającej prawie 1 mld zł, będziemy udziałowcem znaczącym, o ile nie
większościowym takiej struktury. I PERN zawsze będzie ponosił odpowiedzialność za jej
funkcjonowanie.
- Czy rurociąg bez bazy przeładunkowej jest coś wart?
- Nie chcę wypowiadać się o stanie krajowych baz, ale zapewniam, że żadnym problemem
jest zbudowanie bazy przeładunkowo-magazynowej. Zresztą wystarczy ocenić poziom
techniczny istniejących baz Naftobaz, by stwierdzić, że trzeba sporo zainwestować w ich
strukturę. Natomiast na pewno wspólne inwestycje zmniejszyłyby koszty jednostkowe.
- Obowiązujący program rządowy zakłada rozdzielenie logistyki produktowej (paliw) od
surowcowej (ropy naftowej). Pan nie chce takiego rozdzielenia?
- Powstały już analizy korzyści i kosztów. W strategii dla przemysłu naftowego rzeczywiście
zapisano, że oba obszary logistyki mają zostać rozdzielone, a logistyka produktowa zostanie
sprywatyzowana. Sądzę jednak, że prace, które są teraz prowadzone w ramach zespołów
roboczych pokazują, że rozwiązania te mają istotne wady. Działając w strukturze PERN-u
operator logistyczny ma gwarancję niezależności.
- Jednak rurociągi produktowe są dziś słabo wykorzystywane, zasada TPA nie
funkcjonuje.
- Średnia wykorzystania zdolności przesyłowych wynosi 63%, a na kierunku warszawskim 100%. Wszystkim kontrahentom oferuję możliwość podpisania umowy na świadczenie usługi
przesyłu. Warto jednak zaznaczyć, że wykorzystanie rurociągów produktowych z roku na rok
rośnie. Jeszcze w 1997 r. za ich pośrednictwem transportowaliśmy 2,7 mln t produktów,
obecnie rurociągami produktowymi tłoczymy prawie 5 mln t paliw rocznie. Transport
rurociągowy jest opłacalny wtedy, gdy tłoczy się nim odpowiednio dużą ilość paliw. Warto
zaznaczyć, że w przypadku nowych inwestycji ich koszty znacznie obniżają inwestycje
równoległe. W momencie, kiedy będziemy decydowali o inwestycji w rurociąg „Pomorski”,
położymy równolegle w procesie inwestycyjnym rurociąg produktowy.
- Czy obie rafinerie się już porozumiały? Bo chyba nie podejmiecie się tej inwestycji bez
kontraktów gwarantujących wykorzystanie nowej rury?
- Żaden zarząd, obojętnie czy Naftobaz, czy PERN-u nie podejmie decyzji o inwestycji wartej
sto kilkadziesiąt milionów złotych bez wcześniejszego podpisania kontraktów na
wykorzystanie tych rurociągów.
- Czy powstanie rurociąg produktowy z Boronowa do Trzebini? Prezes Rafinerii
Trzebinia SA zarzucając PERN-owi opieszałość zapewnia, że go zbuduje z wami lub bez
was. Rafineria gotowa jest, jak deklaruje jej prezes, samodzielnie sfinansować tę
inwestycję, zaś PERN będzie tylko operatorem, jak w przypadku rury Orlenu do
Ostrowa Wlkp.
- Jesteśmy w trakcie rozmów, ale tutaj występuje problem, o którym mówiłem wcześniej, to
znaczy jak będzie wyglądało wykorzystanie tego rurociągu. Bo rzecz nie rozbija się o
pieniądze, jako że jesteśmy firmą o dużej zdolności kredytowej i nie mamy problemów z
kredytami na inwestycje, natomiast jest problem z kontraktami. Jeżeli zamkniemy proces
kontraktowy, to przystąpimy do położenia tej rury nie tylko do Trzebini, ale może także do
Radzionkowa. Przygotowania są tak daleko zaawansowane, że rozpoczęcie procesu
inwestycyjnego jest możliwe jeszcze w tym roku.
- Obecnie obowiązująca ustawa o zapasach obowiązkowych zezwala na trzymanie do
80% zapasów w ropie naftowej. Było to korzystne m.in. dla PERN-u, który rozbudował
swoje pojemności magazynowe. Jednak od 2008 r. ma nastąpić zmiana tych proporcji,
polegająca na zmniejszeniu udziału ropy w zapasach na korzyść produktów naftowych
(preferowany wariant to 50:50). Czy zatem za niecałe trzy lata, kiedy ustawa wejdzie w
życie, nie będą Państwo zmuszeni utrzymywać pustych zbiorników, gdyż znacznie
spadnie ich wykorzystanie pod zapasy obowiązkowe?
- Jeszcze z okresu, gdy pracowałem w Ministerstwie Gospodarki nad ustawą o zapasach paliw
wiem, że jest gotowy projekt ustawy o organizacji zapasów paliw. Chodzi o to, żeby powstała
w Polsce organizacja zajmująca się rezerwami ropy i produktów naftowych – ich
magazynowaniem, przechowywaniem, ale też i uwalnianiem. Brak takiej organizacji to jedna
z przeszkód naszej akcesji do Międzynarodowej Unii Energetycznej. Oczywiście, główny
problem dotyczy wielkości zapasów, lecz także wymagają określenia sposoby ich uwalniania.
Według mnie trzeba jeszcze raz przeanalizować zagrożenia dla bezpieczeństwa kraju pod
kątem zaopatrzenia w paliwa płynne. Takie analizy są obecnie wykonywane. Mają przynieść
odpowiedź na pytanie, czy bardziej realne jest przerwanie dostaw ropy naftowej czy raczej
równoległa awaria obu naszych rafinerii, które przestaną przerabiać ropę. Biorąc pod uwagę
położenie geopolityczne Polski sądzę, że jednak należałoby się skupić w większym stopniu na
zapasach ropy naftowej. Polska jest otoczona rafineriami i możliwość jednoczesnego
wystąpienia awarii we wszystkich rafineriach jest znikoma. Pominąwszy rezerwową drogę
poprzez Naftoport czy projektowaną drogę przesyłu ropy korytarzem Odessa-Brody-PłockGdańsk, ryzyko wystąpienia przerw w dostawach ropy naftowej jest jednak większe.
Natomiast nasze zbiorniki na ropę wykorzystywane są nie tylko do celów magazynowania
rezerw strategicznych, ale do tzw. celów operacyjnych. Przy dużych rezerwach możemy sobie
pozwolić na przerwy w tłoczeniu, na remonty, na prace eksploatacyjne. Gdyby nie te
zbiorniki, ciągłe tłoczenie byłoby znacznym obciążeniem dla systemu.
- W jaki sposób pozyskują Państwo klientów? Orlen wykorzystuje magazyny w
kawernach solnych w IKS Solino, zaś głównym kryterium, jakim kieruje się Agencja
Rezerw Materiałowych jest cena usługi, a pod tym względem bazy powojskowe są nie do
pokonania.
- Agencja Rezerw Materiałowych organizuje przetargi, w których występujemy z naszą ofertą
cenową. Czasami jest ona brana pod uwagę i wygrywamy przetargi, czasami nie. Rynek usług
magazynowych jest rynkiem otwartym.
- Weszli Państwo w jeszcze jedną dziedzinę, poniekąd nie całkiem zbieżną z
działalnością podstawową operatora surowcowego, a mianowicie telekomunikację. Czy
chodzi tylko o wykorzystanie światłowodów położonych wzdłuż rurociągów czy też będą
Państwo szerzej rozwijać tę działalność?
- Utworzyliśmy spółkę Tele-PERN, której jesteśmy 100% właścicielem. Chcemy, aby
światłowody były wykorzystywane w znacznym stopniu na potrzeby komercyjne. Tele-PERN
bardzo dynamicznie się rozwija i świadczy już usługi nawet dla połączeń międzynarodowych.
Zostały zamknięte pętle łączności: Szwecja-Polska-Niemcy; planujemy również
uruchomienie innych korytarzy telekomunikacyjnych. Do celów komercyjnych będzie na
pewno wykorzystywany światłowód towarzyszący rurociągowi z Odessy i Brodów do Płocka.
Myślimy również o łączności na potrzeby grupy kapitałowej.
- Czy ta działalność przynosi zysk?
- Spółka osiąga już znaczące przychody, ale jeszcze nie działa z zyskiem. W dalszym ciągu
jest na etapie rozwoju.
- Jaki jest prognozowany wynik za 2005 r. dla całego przedsiębiorstwa?
- W tym roku będzie on niższy niż w ubiegłym, rekordowym pod względem wielkości
przychodów. Składa się na to kilka przyczyn. Po pierwsze, proces inwestycyjny prowadzimy
w oparciu o kredyty, które musimy zacząć spłacać. Po drugie, większość naszych przychodów
realizowana jest w walutach obcych. Spadek wartości dolara i euro w stosunku do złotówki
odbija się niekorzystnie na naszych przychodach. I po trzecie, bardzo wzrosły stawki
podatków lokalnych, zwłaszcza w rejonach, gdzie znajdują się nasze rurociągi. Dążymy
jednak do tego, by wykorzystywać rurociągi - zarówno ropne, jak i produktowe - w
maksymalnym stopniu. I to się nam udaje, z roku na rok ich wykorzystanie jest coraz
większe.
- Czy wobec spadku przychodów PERN planuje nowe inwestycje w najbliższym czasie,
oczywiście oprócz budowania loopingów na odcinku wschodnim rurociągu „Przyjaźń”?
- Dostrzegamy wiele obszarów wspólnych dla operatora systemu ropnego i gazowego.
Prowadzimy rozmowy z sektorem gazowym na temat zbudowania terminalu gazu
skroplonego LNG w Naftoporcie. Rynek gazu dosyć dynamicznie się rozwija – obserwujemy,
co się dzieje w tym zakresie jeśli chodzi o inwestycje EuRoPol Gazu, śledzimy działania
dotyczące dywersyfikacji dostaw gazu do Polski. Zdolności przeładunkowe Naftoportu
znacznie przekraczają zapotrzebowanie Polski, jako że terminal jest przygotowany do
przeładunku w Porcie Gdańskim 33 mln t ropy naftowej i jej produktów rocznie. Istniejące
możliwości tego terminalu chcielibyśmy wykorzystać w obszarze gazu, tak by móc
sprowadzać go do Polski w postaci skroplonej. Według nas są duże perspektywy w tym
obszarze ze względu na rosnące ceny gazu, a zarazem malejące koszty całej operacji
technologicznej skroplenia i degazyfikacji. Stosowane dziś technologie są bardzo obiecujące i
wydaje się, że w pewnych obszarach ten gaz może być konkurencyjny cenowo w stosunku do
cen gazu przesyłanego gazociągiem jamalskim. Terminal LNG w Naftoporcie będzie stanowił
również pewną rezerwę dla Polski i gwarantował bezpieczeństwo energetyczne Polski pod
kątem zaopatrzenia w gaz. Byłem dyrektorem departamentu bezpieczeństwa energetycznego
MGiP, kiedy 18 i 19 lutego 2004 r. Gazprom wstrzymał dostawy gazu dla Białorusi,
płynącego nie tylko gazociągami białoruskimi, ale także tranzytowym gazociągiem
jamalskim. W efekcie gaz przestał docierać do Polski oraz Niemiec. Przeżyliśmy wtedy
trudne chwile, a pamięć o tym wydarzeniu pozostała. Nie mam wątpliwości, że trzeba działać
w takim kierunku, aby producenci nawozów, zakłady chemiczne i firmy innych branż nie
znalazły się już więcej w sytuacji konieczności ograniczenia lub nawet wstrzymania
produkcji.
- Instalacje LNG powstałyby w ramach infrastruktury Naftoportu czy też jako zupełnie
nowy terminal, w sąsiedztwie Naftoportu?
- To jeszcze wymaga analiz z zakresu bezpieczeństwa. Raczej skłaniamy się do
wykorzystania istniejących struktur Naftoportu do przesyłu skroplonego gazu.
- Jak Pan, jeszcze do niedawna wysoki urzędnik państwowy, ocenia poziom
bezpieczeństwa energetycznego kraju?
- Wraz ze spółką Naftoport zorganizowaliśmy w Gdańsku w dniach 8-9 lipca konferencję pt.
„Jak zagwarantować Polsce bezpieczeństwo energetyczne?”. Podzieliliśmy ją na dwa obszary
tematyczne: bezpieczeństwo energetyczne z punktu widzenia politycznego i z punktu
widzenia biznesowego. Uczestnicy konferencji, zarówno politycy, jak i biznesmeni, byli
zgodni co do tego, iż w obu tych obszarach dynamicznie zmieniają się warunki polityczne,
np. relacje Polska-Białoruś, Polska-Rosja w ostatnim okresie znacząco się zmieniły, i to nie
na lepsze, lecz raczej na gorsze z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego. Pojawił
się też kolejny czynnik ryzyka, jakim jest terroryzm, który w wielu krajach sięga również
dróg transportu ropy naftowych, co także w Polsce musimy brać pod uwagę. Zapewnienie
stuprocentowego bezpieczeństwa nie jest możliwe. Możemy jedynie starć się minimalizować
czynniki ryzyka. Dywersyfikacja kierunków dostaw, wielkość zapasów - to obszary, w
których Polska podejmuje takie działania. Trzeba jednak pamiętać, że pociąga to za sobą
również koszty. Proces akcesyjny Polski do UE, w tym osiągnięcie 90-dniowych zapasów
paliw, to jeden z elementów tych kosztów, mający wpływ na gospodarkę. Słowem, wszystkie
czynniki ryzyka są ze sobą połączone i ulegają szybkim zmianom. Dlatego muszą być
analizowane na bieżąco.
- Jednak inwestycje w sektorze naftowym są długofalowe i bardzo kapitałochłonne.
Kolejne ekipy rządzące zamiast polityki kontynuacji, realizują własne koncepcje, czego
najlepszym przykładem jest zerwanie kontraktu na budowę gazociągu łączącego Polskę
ze złożami norweskimi po objęciu władzy prze ekipę Leszka Millera. Czy nie jest tak, że
polska polityka energetyczna zmienia się od wyborów do wyborów?
- Punkt widzenia na bezpieczeństwo energetyczne powinien być niezależne od opcji
politycznej, a jedynie od dynamicznie zmieniających się warunków geopolitycznych i
rynkowych na świecie. I na te zjawiska trzeba reagować. Każdy rząd, niezależnie od tego, z
jakiej opcji się wywodzi, jest odpowiedzialny za bezpieczeństwo energetyczne kraju. Jednym
ze sposobów zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego jest wzrost wydobycia z krajowych
złóż. Nasze zdolności w zakresie ropy naftowej są stosunkowo niewielkie. Być może są
jeszcze pokłady, zalegające bardzo głęboko, których eksploatacja przy wysokiej cenie ropy
będzie opłacalna. Na pewno znacznie większe możliwości mamy w dziedzinie gazu
ziemnego: oparcie się na rodzimych źródłach może zaspokoić nawet do 40% polskiego
zapotrzebowania.
- Czy Pańskim zdaniem zamiar poprowadzenie przez Gazprom gazociągu dnem Bałtyku
osłabi bezpieczeństwo energetyczne Polski?
- Gdyby ta inwestycje biegła przez terytorium Polski, przyczyniłaby się do podniesienia
bezpieczeństwa energetycznego naszego kraju. Tranzyt gazu poprawia poziom
bezpieczeństwa - jestem o tym przekonany. Rurociąg biegnący pod Bałtykiem niewątpliwie
jest projektem konkurencyjnym w stosunku do drugiej nitki gazociągu jamalskiego, a także
do projektu tranzytowego gazociągu Amber, który mógłby zwiększyć bezpieczeństwo
energetyczne nie tylko Polski, ale również Litwy i Łotwy. Być może w dłuższej perspektywie
również i te projekty będą realizowane, nie rozumiemy jednak dlaczego przyjęto inną
kolejność, czyli najpierw ma być budowany tzw. gazociąg północny. Z wykonywanych przez
nas analiz wynika, że jest to inwestycja pięciokrotnie droższa niż zbudowanie drugiej nitki
gazociągu jamalskiego. To może dziwić, ponieważ obie koncepcje zmierzają w tym samym
kierunku, tj. mają zapewnić dostawy gazu do Europy Zachodniej. Jeżeli opłaca się budowa
gazociągu pod dnem Bałtyku, to tym bardziej jest opłacalna budowa drugiej nitki gazociągu
jamalskiego, szczególnie że większość infrastruktury jest już gotowa. Jesteśmy Polakami,
oceniamy polskie bezpieczeństwo energetyczne i rozwojem inwestycji służących
bezpieczeństwu naszego państwa powinniśmy być zainteresowani.
- Dziękuję za rozmowę.
Rozmawiała Anna Biedrzycka