Komunikat Grupy Orlen o Olefinach III i dwóch wariantach optymalizacji lub zatrzymania projektu rozbudził opinię publiczną i obawy o przyszłość transformacji. […] Cała sprawa pokazuje potężną skalę niedoszacowania kosztów projektu. Przesunięcie inwestycji bądź jej zamrożenie, będzie powodować kolejne problemy.
Od 6 listopada 2024 roku, kiedy pojawił się komunikat Grupy Orlen o tym, że „ma na stole dwie opcje dotyczące przyszłości inwestycji Olefiny III” rozgorzała na forach dyskusja. Analizowane scenariusze to optymalizacja lub zatrzymanie projektu.
– Inwestycja w obecnym zakresie, przy uwzględnieniu stale rosnących jej kosztów, oddalającego się terminu realizacji i braku obiecujących perspektyw dla sektora petrochemicznego w Europie, nie ma biznesowego uzasadnienia i nie może być kontynuowana. […] (Projekt – przyp. red.) Olefiny III, musi zostać zoptymalizowany lub wstrzymany — to dwie opcje, jakie bierze pod uwagę państwowy gigant. Kontynuacja projektu w dotychczasowym zakresie i skali jest nierentowna. Nakłady inwestycyjne i koszty okołoprojektowe wyniosłyby około 45-51 mld zł i przesunięcie terminu zakończenia o kolejne 3 lata – czytamy w oświadczeniu zarządu.
Orlen postanowił skoncentrować dalsze prace analityczne na wybranych scenariuszach opcji strategicznych budowy kompleksu Olefiny III. Przedmiotem analizy strategicznej są aktualnie objęte następujące scenariusze: optymalizacja projektu w zakresie mocy produkcyjnych i wykorzystania obecnych jednostek oraz zatrzymanie projektu w obecnym kształcie lub jego czasowe, częściowe wstrzymanie.
– Nie jesteśmy szczęśliwi, że wyszedł taki komunikat – powiedział prezes firmy Ireneusz Fąfara podczas spotkania z dziennikarzami w czwartek 7 listopada 2024 roku.
Wyższy koszt i odległy termin
Już w czerwcu 2023 roku przewidywany koszt inwestycji w Olefiny III wzrósł ponad trzykrotnie do 25 mld złotych, a termin jej realizacji przesunął się o trzy lata, pomimo tego, że wyeliminowano z projektu linię wysokomarżowych produktów petrochemicznych takich, jak fenol i pochodne aromatów.
– Światowe trendy wskazują, że popyt na wysokomarżowe produkty petrochemiczne będzie dynamicznie rósł. Do 2050 roku wartość rynku petrochemikaliów i bazowych tworzyw sztucznych ma potencjał do tego, żeby się podwoić. Jednocześnie w perspektywie 10 lat przerób ropy naftowej na tradycyjne paliwa będzie sukcesywnie malał. Uważnie analizujemy te zmiany i intensyfikujemy nasze działania, by mieć jak największy udział w petrochemicznym biznesie i w szybkim tempie zwiększać przychody generowane przez ten segment. Dlatego rozszerzamy zakres prac związanych z rozbudową Kompleksu Olefin – mówił prezes Orlenu, cytowany w komunikacie spółki.
Z końcem marca 2024 roku pojawił się gigantyczny odpis 10,2 mld złotych i potrzeba było kolejnych sześciu miesięcy? Dodatkowo, trzeba czekać na decyzję w sprawie Olefin w Policach, ponieważ list intencyjny został obecnie przedłużony do 31 grudnia 2024 roku. Wobec stanowiska Orlenu co do inwestycji w Płocku decyzja co do Polic musi być identyczna, chyba, że za sześć tygodni zmienią się perspektywy z nikłych na obiecujące.
To zrozumiałe, że w publicznych komunikatach jest mało liczb, ale brakuje również dyskusji, stanowiska „braku obiecujących perspektyw”. Pomimo tego, że Polska jest w Europie, lokalnie zużycie wysoko przetworzonych chemikaliów, nawozów sztucznych, plastików na mieszkańca jest statystycznie trzykrotnie niższe niż Niemczech.
Zużycie w branżach takich jak budownictwo czy opakowania rośnie o prawie 20 procent rocznie. Zdolności rozbudowane w Policach i Płocku znalazłyby więc przede wszystkim rynek lokalny. Dlatego wydawałoby się, że Orlen powinien wydać jasny komunikat o scenariuszu, który da pewność akcjonariuszom.
Dwie opcje to fragment układanki
Czy prezentowane opcje można definiować jako fragment całości? Nie ma opcji drastycznej redukcji kosztów, która powinna się wpisywać w model marży propan–propylen–polipropylen; etan – etylen – polietylen, krytycznej dla tego projektu. Oczywiście, wcześniej popatrzylibyśmy na naftę/kondensat jako wsad, ale wobec gwałtownego rozwoju wydobycia węglowodorów z łupków – NGL – natural gas liquids (to właśnie m.in. wspomniany etan i propan) to opcja podstawowa i krytyczna dla projektu. Tani wsad (niski koszt zakupu lub własny surowiec), niski koszt przerobu, własna tania, zielona energetyka (krytyczna jest para technologiczna a nie energia elektryczna), maksymalne ograniczenie emisji CO2, kreowanie popytu rynkowego na produkty przyjazne środowisku, czyli wejście w recykling odpadów.
W komunikatach Orlenu nie pojawia się opcja całkowitej lub częściowej sprzedaży projektu, jego podzielenia i/lub zaproszenia inwestorów. Warto byłoby rozważyć alians strategiczny (szczególnie kiedy słyszymy o tworzeniu opcji strategicznych przez obecnego partnera LyondellBasell) z nowym partnerem, który rozumie Europę Środkową i Wschodnią, który jest obecny w produkcji NGL, a mógłby chcieć monetyzować zyski przez poliolefiny w CEE. Lista takich możliwych partnerów nie jest krótka.
Pomiar i zarządzanie
Może to rzeczywiście wszystko jest kwestią pomiaru? Peter Drucker, były profesor Uniwersytetu Cleremont w Kalifornii, badacz procesów w zakresie organizacji i zarządzania, powiedział: „Jeśli nie możesz czegoś zmierzyć, nie możesz tym zarządzać”. Jeśli więc niezmierzone, to nieznane. A jak nieznane, to jak tym zarządzać? Jak podejmować trafne decyzje, na jakiej podstawie? Wiele wskazuje na to, że Orlen ma to nie zmierzone.
To prawda, że był koronawirus, wojna i na rynku europejskim pojawił się splot niekorzystnych zjawisk:
– Pogłębia się nadpodaż benzyn przy rosnącym deficycie oleju napędowego – uzupełnianym importem, który Orlen oddał bez walki na własne życzenie konkurencji.
– Na rynek napływa coraz więcej paliw z innych regionów świata, przede wszystkim z Azji, gdzie – z uwagi na rozwój rynków (np. Zat. Perska, Chiny) – wciąż pojawiają się nowe moce rafineryjne a na surowcach NGL krakery parowe.
– Nierentowne rafinerie przejmowane są przez inwestorów branżowych z krajów pozaeuropejskich albo zmienia się ich profil (służą wyłącznie jako magazyny importowanych paliw lub do produkcji paliw alternatywnych/zielonych, także SAF).
W najgorszym wypadku są zamykane (w całości lub poszczególne instalacje). I obecna polityka Orlenu idzie niestety w takim kierunku.
Wojna na Ukrainie oraz prawdopodobny wzrost agresywności w polityce amerykańskiej po zwycięstwie Trumpa przekłada się na trudne do opisania w tym materiale zmiany i kształtuje nowe sytuacje w wydobyciu, przerobie i przesyle ropy naftowej oraz jej produktów.
– Historia człowieka jest zdominowana przez ilość dostępnej energii odzwierciedlając ją – podnosił Frederick Soddy, profesor chemii na Uniwersytecie Oksfordzkim, laureat Nagrody Nobla. Chciałbym znaleźć takie odzwierciedlenie w postawie władz, w KPEiK, w nowej Polityce Energetycznej Polski, w polityce gospodarczej rządu. Projekt Orlenu Olefiny III wymaga żelaznej logiki, odwagi mówienia prawdy i konsekwencji. Potrzebuje też zdrowego rozsądku i uczciwości wobec faktów, liczb oraz ludzi.
Dziś otrzymujemy negatywny obraz potężnej skali niedoszacowania kosztów projektu, co w jeszcze większym stopniu powiększa ujemną wartość bieżącą netto (NPV). Jak opiniował Instytut Studiów Energetycznych, przesunięcie inwestycji bądź jej zamrożenie, będzie powodować dodatkowe kary (poza capexem) za niedostarczenie produktów z instalacji (m.in. butadien) m.in. do Synthosu czy do PCC Rokity.
dr inż. Andrzej P. Sikora z Instytutu Studiów Energetycznych
