Wejście Saudi Aramco do Lotosu to bez wątpienia gamechanger rynku rafineryjnego Europy Centralnej i Wschodniej. Skala dywersyfikacji dostaw ropy naftowej czy możliwości ekspansji na nowe rynki to atuty jakich do tej pory nie posiadała żadna polska firma. Na horyzoncie szykuje się następna transakcja mogąca skonsolidować krajową branżę po fuzji Orlenu i PGNiG – pisze Mateusz Cabak, współpracownik BiznesAlert.pl.
12 stycznia 2022 roku PKN Orlen zaprezentował partnerów, z którymi zamierza wypełnić tzw. środki zaradcze, wynegocjowane z Komisją Europejską w związku z procesem przejmowania Lotosu. Najważniejsi z nich to Saudi Aramco (SA) oraz MOL. Saudyjczycy obejmują 30 procent udziałów rafinerii gdańskiej z prawem do połowy zysków ze sprzedaży olejów napędowych i benzyn oraz 100 procent udziałów w spółce Lotos-Air BP Polska, dostarczającej paliwa lotnicze. Węgrzy wchodzą na rynek detaliczny paliw w Polsce. Ich sieć stacji, przejmowana od Lotosu, będzie liczyła 417 obiektów, co na samym starcie plasuje MOL na trzecim miejscu pod względem wielkości sieci w naszym kraju. Dodatkowo w Polsce działa już 79 stacji w ramach programu „Slovnaft Partner”, co dodatkowo skraca dystans między MOL a drugim BP (563 stacji paliw).
Orlen zyskuje (de facto na wymianie aktywów) 41 stacji na Słowacji, łącznie będzie ich miał 57, a także 144 obiekty na Węgrzech, które staną się szóstym rynkiem detalicznym koncernu.
W efekcie PKN ma mieć ponad siedmioprocentowy udział w węgierskim rynku detalicznym paliw i czwarte miejsce pod względem liczby stacji nad Dunajem. Dodatkowo prezes Obajtek informuje że Orlen jest bliski zakończenia negocjacji dotyczących pozyskania kolejnych 100 obiektów w regionie. Liczę że będą to stacje na Słowacji, co dałoby Polakom skokowy wzrost udziałów w rynku detalicznym paliw tego kraju z obecnego zaledwie jednego procenta.
Just in time
Można śmiało napisać że umowa na dostawy ropy naftowej w ilości maksymalnie 400 tys. bbl/d (20 mln t/r), zawarta między Orlenem a SA przy okazji wejścia Saudów do Lotosu, to skala dywersyfikacji surowca porównywalna jedynie z planowany uruchomieniem gazociągu Baltic Pipe. Rosyjscy producenci bez wątpienia już odczuwają ją dotkliwie. Zwłaszcza że zarówno Rosnieft, jak i Tatnieft rozpoczęły właśnie negocjacje dotyczące dostaw ropy Urals ropociągiem Przyjaźń do Polski. Fakt że rafinerie Orlenu dysponują łącznymi nominalnymi zdolnościami przerobu na poziomie 35,5 mln t/r + 10,5 mln t/r Lotosu czyniły z nich jednych z największych odbiorców rosyjskiej ropy w Europie. Istotnych danych pod koniec 2021 roku dostarczył Reuter. Okazuje się że w październiku 2021 roku do Polski dostarczono 2,6 mln ton ropy, z czego 2 mln ton drogą morską a resztę Przyjaźnią. Z wolumenu, który dotarł do Gdańska morzem, 800 tys. ton pochodziło z Arabii Saudyjskiej. To taka zagrywka żeby było jasne kto w bieżących negocjacjach rozdaje karty. Tym razem są to Polacy.
Od strony technologicznej instalacje rafineryjne zarówno w Płocku, Możejkach, Litvinovie czy Kralupach nie będą mieć kłopotu z przerobem ropy Arab Light, która była już w tych zakładach procesowana, i której assay zwłaszcza pod kątem gęstości czy zawartości siarki jest zbliżony do Urals. Natomiast rafineria w Gdańsku była budowana dokładnie pod przerób bliskowschodnich gatunków ropy naftowej.
Równie kolorowo wygląda logistyka. Dwa z pięciu zakładów w aktualnym portfolio Orlenu to seaborne refineries, trzy pozostałe choć inland posiadają alternatywne ropociągi względem Przyjaźni. Płock rewers na pierwszej nitce ropociągu pomorskiego (druga nitka, zgodnie z zapowiedziami PERN, będzie uruchomiona za 2 lata), rafinerie czeskie ropociągi TAL i IKL. Procentują również projekty PERNu ukończone w 2021 roku.
Dzięki inwestycji typu greenfield w 2,5 roku powstał Terminal Naftowy w Gdańsku składający się z 11 zbiorników o łącznej pojemności 765 tys. m sześc. W sumie (razem z rozbudowaną pierwotną bazą magazynową w Gdańsku) PERN dysponuje już 2 mln m sześc. pojemności, przeznaczonymi do magazynowania ropy naftowej dostarczanej drogą morską do Polski.
Co dalej?
Perspektywy współpracy z Saudi Aramco a w szczególności z petrochemicznym koncernem SABIC najpewniej przemodelują w najbliższym czasie strategię samego Orlenu. Pomimo ostrego zwrotu w kierunku energetyki, OZE, wodoru czy ostatnio atomu PKN nadal planuje inwestować w aktywa petrochemiczne i to jak sam zapowiada nie tylko w Polsce czy Europie Centralnej ale na całym świecie. W kraju otwiera to możliwość kolejnej fuzji, tym razem z Grupą Azoty (GA). Uwadze Orlenu nie ujdzie fakt że największą obecnie realizowaną inwestycją petrochemiczną w Polsce jest kompleks PDH/PP (z ang. propane dehydrogentaion/polypropylene) w Policach, którego sercem są instalacje odwodornienia propanu i produkcji polipropylenu – obok polietylenu najbardziej popularnego tworzywa sztucznego w gospodarce. Wg Azotów na koniec 2021 roku projekt był zrealizowany w 83 procentach a postęp samych prac budowlanych osiągnął poziom 70 procent. Zgodnie z harmonogramem komercyjne uruchomienie inwestycji ma nastąpić pod koniec tego roku. Moce produkcyjne kompleksu to blisko 440 tys. ton polipropylenu rocznie. To całkiem sporo biorąc pod uwagę że jedyny producent tego tworzywa w Polsce – Basell Orlen Polyolefins produkuje go rocznie w ilości 480 tys. ton z czego połowa należy do LyondellBasell – 50-procentowego udziałowca spółki joint-venture a w Czechach 280 tys. ton polipropylen rocznie dostarcza Orlen Unipetrol.
Na horyzoncie szykuje się zatem następna transakcja M&A mogąca skonsolidować krajową branżę chemiczną, zapewnić GA bazę surowcową (gaz ziemny) po fuzji Orlenu i PGNiG oraz rozwiązać problemy skarbu państwa w akcjonariacie Azotów. Możliwy jest również swap, gdzie Azoty oddadzą Orlenowi spółkę Grupa Azoty Polyolefins (realizuje inwestycję PDH/PP) w zamian za część nawozową Anwilu. Dodatkowego smaczku dodaje rola Lotosu, który współfinansuje projekt PDH/PP kwotą 0,5 mld zł. Przypomnijmy że pierwotnie, tj. zgodnie ze studium wykonalności Lotosu i Azotów rozpoczętym jeszcze z 2012 roku, kompleks petrochemiczny miał powstać w Gdańsku. Jego główną instalacją miał być steam cracker produkujący w większości polietylen. Natomiast wsadem miała być m.in. benzyna surowa, z której nadwyżką Lotos boryka się od zakończenia Programu 10+. Tym samym Lotos został bez petrochemii (nie licząc uruchomionej osobnym projektem instalacji do produkcji ksylenów), dołożył niemałą cegiełkę do inwestycji Azotów w Policach i ma na głowie nierozwiązany problem zagospodarowania benzyny surowej, którą sprzedaje jako produkt niskomarżowy. Problem ten w wianie przejmuje Orlen, który prędzej czy później będzie musiał wrócić do tematu rozbudowy rafinerii gdańskiej o instalacje petrochemiczne. Jednak tym razem Orlen i Lotos mają perspektywy współpracy z globalnym partnerem, jakim jest SABIC, których wcześniej nie było.
Którędy na szczyt?
Dotychczasowe akwizycje Orlenu zagranicą związane były przede wszystkim z segmentem downstream (zarówno rafineryjnym, jak i petrochemicznym) oraz detalem. Wszystko wskazuje na to że tak pozostanie. Niedawno szerokim echem odbiła się nieoficjalna informacja nt. sprzedaży większościowego udziału rumuńskiego Rompetrolu przez kazachski KazMunaiGaz. Jako potencjalnego inwestora media wskazały m.in. Orlen. Otwartą kwestią pozostaje zagospodarowanie ukraińskiego rynku paliw motorowych. Biorąc pod uwagę że nie ma co liczyć w przewidywalnym horyzoncie czasu na przejęcie udziałów w rafineriach białoruskich Orlen ma dwie opcje. Jedna z nich – zdecydowanie bardziej skompilowana i ryzykowna – to wejście kapitałowo-biznesowe w jedyną rokującą jeszcze nadzieję rafinerię w Krzemieńczuku. Plusem tego rozwiązania są znaczne nominalne zdolności przerobowe, jakimi dysponuje zakład – 18,5 mln t/r (dla porównania Płock to 16,5 mln t/r), które są w stanie pokryć kompleksowo zapotrzebowanie na produkty ropopochodne nad Dnieprem. Minusem jest nikły wskaźnik kompleksowości rafinerii (Nelson Complexity Index = 3,5), gdzie NCI dla Płocka = 9,5 a Gdańska nawet 11. Oznacza to szereg inwestycji w tzw. secondary units, służące pogłębieniu skali przerobu surowca i podniesieniu uzysku produktów wysokomarżowych. Analitycy szacują koszt takich inwestycji na co najmniej miliard euro. Kolejną kwestią jest udział Orlenu w akcjonariacie spółki Ukrtatnafta (zarządza rafinerią w Krzemieńczuku). Nawet po odkupieniu wszystkich 43 procent udziałów od Naftohazu (spółka matka Ukrtatnafty) wciąż znaczącym udziałowcem przedsiębiorstwa pozostanie Tatneft (48 procent udziałów). Osobnym tematem jest również aktualne ryzyko konfliktu rosyjsko-ukraińskiego. Drugą opcją są zainicjowane przez Orlen inwestycje i przekonfigurowanie instalacji technologicznych Możejek pod kątem zapotrzebowania ukraińskiego rynku. Dziś te potrzeby wynoszą 10 mln ton produktów ropopochodnych rocznie, z czego Orlen Lietuva dostarcza zaledwie 10 procent. Główny problemem tego rozwiązania jest z kolei logistyka omijająca Białoruś. Jak widać nie jest to łatwy orzech do zgryzienia. Z drugiej strony Ukraina to kluczowy rynek dla core-businessu Orlenu i ogromna szansa na dalszy rozwój spółki w zakresie wciąż popularnych w tej części Europy paliw konwencjonalnych.
