Materiał powstał we współpracy z ORLEN
Orlen w opublikowanej w styczniu strategii do 2035 roku zapowiedział zwiększenie produkcji paliw alternatywnych. Będzie kładł nacisk na paliwa syntetyczne, biopaliwa, niskoemisyjny i zielony wodór oraz elektromobilność. Dzięki temu ma przyspieszyć dekarbonizacja transportu, a Polska będzie mogła sprostać unijnym wymogom. Podejście do procesu inwestycyjnego przy tego typu projektach zmieniło się. Dziś nie realizuje się ogromnych scentralizowanych inwestycji, a więcej drobnych projektów w różnych lokalizacjach, w których jest dostępny wsad do produkcji itd.
Niezależnie od zielonych trendów, kontynuowana będzie produkcja paliw tradycyjnych, na które zapotrzebowanie w regionie Europy Środkowo-Wschodniej będzie w kolejnych latach zdecydowanie wyższe niż na Zachodzie. Popyt zwłaszcza na olej napędowy w perspektywie strategii i dalej, do 2050 roku, utrzyma się na stosunkowo wysokim poziomie. Oczywiście będą następować spadki, ale nie będą one drastyczne. Szczególnie korzystna pod tym względem będzie sytuacja w Polsce. W 2050 roku udział diesla w zużyciu paliw wyniesie 41 proc., a benzyny 5 proc. Dla porównania w 2024 roku było to, odpowiednio, 63 proc. i 18 proc. Z kolei w Niemczech i Austrii w 2050 roku udział diesla spadnie do 4 proc., a benzyny praktycznie do zera.
Zazieleniać będzie się również petrochemia. W tym obszarze rosnąć ma udział produktów opartych na surowcach odnawialnych i o obiegu zamkniętym – do 10 proc. O ile w przypadku rafinerii zmiany wymusza dyrektywa Red III, o tyle w petrochemii silnie odczuwana jest presja ze strony klientów, zaopatrujących się w Orlenie. Oczekują oni spadku śladu węglowego w związku z wymaganiami ich odbiorców czy obostrzeniami branżowymi.
Poza ofertą produktową Orlen dekarbonizuje też swoje aktywa produkcyjne. Spółka wskazuje na cztery ścieżki ograniczania emisji. Poprawia efektywność energetyczną swoich zakładów, zmniejszając zużycie energii. Tam, gdzie to możliwe, elektryfikuje procesy wytwórcze, a przejściowo przechodzi z jednostek węglowych na opalane gazem ziemnym, który jest mniej emisyjny. W przyszłości do dekarbonizacji procesów będzie wykorzystywać na szerszą skalę zielony i niskoemisyjny wodór. Na końcu dojdzie jeszcze technologia CCS, czyli wychwytywanie, transport i magazynowanie dwutlenku węgla. Technologię tę koncern będzie rozwijał na potrzeby własne, ale też usług zewnętrznych, inwestując w infrastrukturę do przeładunku i magazynowania CO2.
Nowe spojrzenie na petrochemię
Orlen pod koniec zeszłego roku wstrzymał inwestycję Olefiny III w dotychczasowym kształcie, której rzeczywiste koszty realizacji sześciokrotnie przekroczyłyby pierwotne założenia. W ten sposób ma uchronić spółkę przed utratą około 15 mld zł. Pierwotny koszt projektu szacowany był na 8,3 mld zł, w 2023 roku nakłady zwiększono do 25 mld zł. Ostatecznie koszty prac uwzględniające budowę infrastruktury niezbędnej do działania instalacji, szacuje się, że mogłyby sięgnąć nawet 51 mld zł. By jednak nie zaprzepaścić tego, co zostało już zrobione, koncern zrealizuje projekt Nowa Chemia. – To zracjonalizowany projekt odziedziczony po poprzednikach, dostosowany do możliwości wytwórczych, z uwzględnieniem synergii w Grupie Orlen, w oparciu o wsady własne i – co najważniejsze – dostosowany do oczekiwań i możliwości rynkowych. Pierwotna wersja była przewymiarowana, nie była też dobrze zarządzana. Stawiamy sobie za cel, by do przyszłego roku postawić ten projekt na właściwe tory – mówi Marcin Wasilewski, członek zarządu Orlen ds. technologii.
Po 2030 roku stara jednostka olefinowa zostanie wyłączona, a jej zadania przejmie nowa, mniej emisyjna i mniej energochłonna. Poprzednicy zakładali, że działać będą obie instalacje. Wówczas – jak tłumaczy Wasilewski – pojawiłoby się ryzyko nadpodaży monomerów, czyli podstawowych produktów. Taki kierunek działań wymuszał planowanie szeregu kolejnych instalacji, które umożliwiłyby zagospodarowanie zwiększonej produkcji etylenu i pociągał za sobą dalszą rozbudowę infrastruktury oraz zaplecza logistycznego. W obecnej wersji produkcja monomerów i etylenu wzrośnie o około 15 proc., co nie zaburzy równowagi rynkowej i pozwoli zracjonalizować produkcję w oparciu o własne zasoby wsadowe. Orlen chce zwiększać udział w produkcji polimerów z 63 proc. obecnie do 70 proc. Te produkty pozwalają generować wyższe marże. Nowa Chemia umożliwi też wykorzystanie wsadu pochodzącego z recyklingu, co ma być krokiem w kierunku tak zwanej zielonej petrochemii.
Zielony wodór wesprze transformację grupy
Orlen produkować ma wodór na własne potrzeby, by dekarbonizować aktywa w różnych segmentach. – Zadeklarowaliśmy akcjonariuszom i interesariuszom spółki, że będziemy rozsądnie podchodzili do inwestycji. Gigantomania rzadko kiedy idzie ze zdrowym rozsądkiem i rentownością – mówi Marcin Wasilewski. – Natomiast na pewno będziemy chcieli zapewnić sobie odpowiednie wolumeny surowca. Niskoemisyjny wodór jest kluczowy dla dekarbonizacji. Zakładamy uruchomienie jego produkcji w oparciu o elektrolizery i odnawialne źródła energii stawiane przy naszych rafineriach, ale w perspektywie strategii widzimy również przestrzeń dla importu wodoru czy amoniaku – dodał.
Koncern przewiduje, że będzie zużywał rocznie około 350 tys. ton odnawialnego i niskoemisyjnego wodoru pochodzącego zarówno z produkcji własnej, jak i z importu. W planach jest budowa elektrolizerów o łącznej mocy ok. 0,9 GW, z czego 0,7 GW w Polsce. Spółka nie wyklucza partnerstw przy tego typu projektach. – Około połowy niskoemisyjnego wodoru chcielibyśmy pozyskiwać od naszych partnerów. Partnerstwa będą możliwe zarówno na poziomie kontraktacji, umów wieloletniego odbioru, które umożliwią realizację tego typu inwestycji współpracującym z nami podmiotom, jak również na poziomie projektów typu joint venture, które będą stawiane przy naszych zakładach – wyjaśnia Wasilewski. Orlen zamierza wykorzystywać dostępne formy wsparcia unijnego zarówno w postaci dofinansowań do inwestycji, jak i do samej produkcji. Brakujące wolumeny będą sprowadzane drogą morską i specjalnymi rurociągami. Zanim to jednak nastąpi, konieczne są inwestycje infrastrukturalne – w infrastrukturę portową i rurociągi. Sieć rurociągów musiałaby powstać nie tylko w Polsce, ale też w innych krajach, by zapewnić przepływ surowca.
Dobre perspektywy dla biometanu
Orlen zakłada w swojej strategii, że w przyszłości będzie rosło zapotrzebowanie na biometan. Gaz ten powstaje w wyniku przetworzenia organicznych związków zawartych w biomasie. Jest to oczyszczony biogaz, uzdatniony do jakości gazu ziemnego. Jego skład i właściwości chemiczne nie różnią się znacząco od błękitnego paliwa, może być więc zatłaczany do krajowej sieci gazowej.
Popyt na biometan zwiększy się zauważalnie po 2035 roku. Do tego czasu gaz będzie wykorzystywany głównie w sektorze transportowym jako bioLNG. W przyszłości jednak będzie w coraz większym stopniu służył do wytwarzania energii elektrycznej i ciepła, stając się kolejnym elementem umożliwiającym dekarbonizację aktywów produkcyjnych. Może też być atrakcyjnym zrównoważonym paliwem dla transportu morskiego.
Orlen szacuje, że w 2030 roku będzie miał zabezpieczone dostawy 0,15 mld m sześc. biometanu, a w 2035 roku wolumen ten wzrośnie do 0,24 mld m sześc. Spółka nie wyklucza rozwijania własnej produkcji biometanu poprzez stawianie instalacji, ale chce też stać się animatorem rynku, podpisując umowy kupna surowca, który nie został jeszcze wyprodukowany (tzw. umowy offtake). Ułatwi w ten sposób finansowanie tego typu inwestycji zewnętrznym podmiotom.
Orlen planuje zwiększenie liczby dostępnych ładowarek na stacjach z uwagi na większą liczbę samochodów elektrycznych na polskich drogach
Nawozowy biznes walczy o przetrwanie
Downstream to również produkcja nawozów. Segment nawozowy przechodzi trudny czas ze względu na wzmożony import produktów z Rosji i Białorusi, które nie są objęte sankcjami. Producenci ze wschodu bazują na tanim gazie. Gdy do tego dołożyć presję ze strony cen surowców i opłaty związane z polityką klimatyczną Unii Europejskiej, sytuacja staje się już z perspektywy producentów bardzo poważna. Przedstawiciele branży liczą na zmiany w otoczeniu regulacyjnym. – Jeśli nie pojawi się wsparcie regulacyjne, przemysł nawozowy w Europie może nie przetrwać. Wówczas uzależnienie od gazu zmienimy na uzależnienie od nawozów. A te są niezbędne z punktu widzenia bezpieczeństwa żywnościowego. Nie można na to pozwolić. Tym bardziej że sprowadzanie towarów z Rosji to sponsorowanie tamtejszego przemysłu zbrojeniowego. A trzeba pamiętać, że większą marżę Rosjanie generują na eksporcie nawozów niż na sprzedaży gazu – mówi Marcin Wasilewski.
Orlen i inni przedstawiciele firm nawozowych pracują nad mechanizmami, które poprawiłyby sytuację sektora. Rozwiązaniem ich bolączek mogłoby być wprowadzenie ceł na towary z Rosji, ale też skuteczna egzekucja już nałożonych sankcji. Część podmiotów importujących nawozy ze Wschodu jest umieszczona na listach sankcyjnych, a wciąż działają na krajowym rynku. Powinna nastąpić weryfikacja. Z podobnym problemem boryka się cała Europa, ale import z Rosji do Unii Europejskiej jest rozłożony w nieproporcjonalny sposób i gros tych produktów trafia do Polski. W ciągu dwóch ostatnich lat zakupy z kierunku wschodniego wzrosły o 290 proc.
Marże pod presją jeszcze przez dwa lata
Przerób ropy w Grupie Orlen wynosi obecnie 38,2 mln ton. Pozostanie on stabilny, nie wzrośnie, ale też nie spadnie. Zakłady rafineryjne w Płocku i w Czechach są zintegrowane z petrochemią, produkty są przekierowywane w zależności od potrzeb do dalszego przetwarzania.
Obecnie marże petrochemiczne są na bardzo niskim poziomie. – Rynek jest niezwykle trudny, chińska gospodarka zwolniła, a Stany Zjednoczone mają konkurencyjną produkcję ze względu na dostępny w Ameryce Północnej tani gaz. Odbicia spodziewamy się w 2027 roku za sprawą prognozowanego w tym czasie ożywienia gospodarczego – mówi Marcin Wasilewski. Wynik segmentu downstream będzie na przestrzeni lat stopniowo rósł. W 2027 roku EBITDA wyniesie on 6–7 mld zł, w 2030 roku 10–11 mld zł, a w 2035 roku 11–12 mld zł. Jednocześnie nakłady inwestycyjne w tym obszarze będą spadać – z 16–17 mld zł w 2027 roku, poprzez 5–6 mld zł w 2030 roku, aż do około 3 mld zł w 2035 roku.
Wszystkie te działania – wprowadzanie do oferty innowacyjnego i zrównoważonego portfela produktów, optymalizacja aktywów, przemyślane inwestycje ukierunkowane na zachowanie określonej stopy zwrotu, zwieranie partnerstw ograniczających ryzyka i koszty oraz korzystanie z najnowszych, efektywnych i wydanych technologii – mają prowadzić do wzrostu wartości spółki, zapewniając jej odpowiednie zyski. To kluczowy element z perspektywy akcjonariuszy, ale też jej pracowników, klientów i kontrahentów. Skala biznesu jest na tyle duża, że istotnie wpływa również na bezpieczeństwo energetyczne kraju i kondycję finansową wielu mniejszych podmiotów. Dlatego wszelkie procesy są dokładnie planowane, a wydatki – gruntownie analizowane. To pozwoli firmie skutecznie odpowiedzieć na wyzwania związane z transformacją.
—mb
Materiał powstał we współpracy z ORLEN
