RAPORT: Wstrzymał atom, ruszył petrochemię. Rok prezesa Obajtka w Orlenie
Przygotowania do połączenia z Grupą Lotos, dywersyfikacja dostaw ropy, rozwój petrochemii morskich farm wiatrowych – to kierunki objęte bądź kontynuowane przez PKN Orlen w ub. roku. Nie doszło jednak do zaangażowania tej spółki w atom.
Dywersyfikacja dostaw ropy
Rok 2018 to kontynuacja dywersyfikacji dostaw ropy naftowej do rafinerii koncernu w Polsce, na Litwie i w Czechach. W kwietniu 2018 roku zarząd PKN Orlen podjął decyzję o podpisaniu aneksu do obowiązującej umowy długoterminowej z Saudi Aramco, zwiększając wolumeny dostaw ropy naftowej o 100 tys. ton miesięcznie. Dzięki aneksowi ponad 20 proc. surowca przerabianego przez rafinerie Grupy Orlen będzie pochodziło z Arabii Saudyjskiej. Umowa realizowana od 1 maja do 31 grudnia 2018 roku gwarantowała, że do koncernu trafiało co miesiąc ok. 300 tys. ton surowca z Zatoki Perskiej. Arabia Saudyjska to jednak nie jedyny kierunek dostaw z rejonu Zatoki Perskiej. Nowym kierunkiem, który pojawił się w ub. roku, są Zjednoczone Emiraty Arabskie. Tym razem do płockiej rafinerii trafiło milion baryłek, czyli ok. 130 tys. ton surowca. Zamówiony ładunek dotarł do Naftoportu na przełomie listopada i grudnia minionego roku.
Także w kwietniu PKN Orlen odebrał kolejną, ostatnią już dostawę ropy naftowej z Iranu. Spowodowane to było wycofaniem się Iranu w maju 2018 roku z porozumienia nuklearnego i decyzją o ponownym wprowadzeniu przez USA sankcji na ten kraj od listopada 2018 roku. Kolejnych dostaw już nie było, mimo że wcześniejsze testy surowca z tego kierunku potwierdziły jego duży potencjał. 130 tys. ton ropy zostało przerobionych w Płocku. W związku z ew. konsekwencjami europejskie koncerny musiały wycofać się z kolejnych potencjalnych umów. Niewykluczone, że zamiast ropy z Iranu w portfelu zamówień Grupy Orlen na stałe zagości ropa z USA lub Kanady. Do rafinerii Orlen w Czechach i na Litwie dopłynęła ropa WTI ze Stanów Zjednoczonych.
W ramach dostaw spot do rafinerii spółki poza granicami Polski trafiło po 80 tys. ton amerykańskiej ropy. Grupa Orlen zgodnie ze strategią poszukuje nowych rynków, poszerzając zarówno portfel dostawców, jak i zwiększając liczbę gatunków ropy. Ropa WTI (West Texas Intermediate) to gatunek lekkiej, słodkiej (czyli o relatywnie niskiej gęstości i niskiej zawartości siarki) ropy produkowanej na południowym zachodzie USA. Dzięki dobrym parametrom gęstości i zawartości siarki w procesie destylacji uzyskuje się z niej dużą ilość m.in. oleju napędowego.
PKN Orlen sprowadzi ropę z USA. Rozważa długoterminowe dostawy
Kierunkiem, który pojawił się na dobre w ubiegłym roku, była Afryka. W ramach realizowanej dywersyfikacji dostaw ropy naftowej w styczniu do Naftoportu w Gdańsku dopłynęło 120 tys. ton surowca z Nigerii, w marcu zaś zostanie sprowadzone kolejne 120 tys. ton. Nigeryjska ropa typu Bonny Light uzupełnia dostawy spot. Jest to kolejny zakup ropy z kierunku nigeryjskiego (poprzedni miał miejsce w październiku 2018 r.).
W ramach polityki dywersyfikacji kierunków dostaw prowadzonej przez PKN Orlen 30 proc. ropy przerabianej przez koncern pochodzi spoza kierunku rosyjskiego. W latach 2007–2013 udział ten wynosił ponad 90 proc. Kolejny kierunek to Angola. Około milion baryłek z tego państwa trafi do Naftoportu w Gdańsku już w lutym 2019 roku. 130 tys. ton ropy Nemba uzupełni realizowane przez PKN Orlen dostawy spot. Gatunek ten charakteryzuje się niższą zawartością siarki niż ropa REBCO, a struktura uzysków z jej przerobu dobrze wpisuje się w popyt na gotowe produkty naftowe na polskim rynku.
Zwieńczeniem działań podjętych w 2018 roku była renegocjacja umowy z jednym z dwóch rosyjskich dostawców – firmą Rosnieft. Na początku 2019 roku Orlen zmniejszył wolumen dostaw realizowanych przez Rosnieft Oil Company o ok. 30 proc. Zgodnie z podpisanym kontraktem zaopatrzenie do płockiej rafinerii wyniesie od 5,4 do 6,6 mln ton surowca rocznie. Dostawy będą realizowane w okresie od 1 lutego 2019 r. do 31 stycznia 2021 r. Dotychczas PKN Orlen posiadał umowę na dostawy od 6 mln ton do 8,4 mln ton ropy naftowej rocznie, dostarczanych od 1 lutego 2016 r. do 31 stycznia 2019 r.
Jeszcze w latach 2012–2013 udział ropy REBCO, a więc w większości rosyjskiej, w produkcji rafineryjnej GK Orlen wynosił ok. 95 proc. Obecnie udział rosyjskiej ropy w imporcie tego surowca wynosi ok. 70 proc.
Kontynuacja poszukiwań ropy i gazu w Polsce
Orlen Upstream, spółka z Grupy PKN Orlen, także we współpracy z PGNiG rozpoczęła prace wiertnicze w poszukiwaniu złóż i prace dotyczące zagospodarowania już rozpoczętych działań prowadzonych w Wielkopolsce oraz nad Podkarpaciu.
PGNiG oraz Orlen Upstream realizują projekt Płotki składający się z 4 koncesji: Jarocin – Grabina, Kórnik – Środa, Pyzdry oraz Śrem – Jarocin. Na ich terenie znajduje się 7 złóż, z których prowadzone wydobycie wynosi łącznie około 2100 boe na dobę. Koncerny współpracują także na terenie Wielkopolski w ramach projektu Sieraków. Obejmuje on 2 koncesje. Obie spółki prowadzącą również wspólny projekt Bieszczady, na który składa się 7 koncesji na Podkarpaciu.
Spółka Orlen Upstream odkryła w ub. roku kolejne złoże gazu ziemnego na Podkarpaciu. Jego odkrycie odwiertem Bystrowice-OU1 było możliwe dzięki zastosowaniu najnowszych technologii zdjęć sejsmicznych oraz interpretacji danych geofizycznych i geologicznych. Zasoby wydobywalne złoża Bystrowice szacowane są na poziomie 2 mld m3 gazu ziemnego wysokometanowego o ponad 98-procentowej zawartości metanu. Wydobycie ze złoża może trwać ok. 10 lat. Zasoby geologiczne koncesji PKN Orlen na Podkarpaciu szacowane są natomiast na ok. 10 mld m3.
Współpraca przy rozbudowie naftowego potencjału
W ubiegłym roku PERN (operator infrastruktury naftowej) i PKN Orlen zawarły porozumienia dotyczące realizacji inwestycji przewidzianych w Polityce Rządu RP dla infrastruktury logistycznej w sektorze naftowym, przyjętej przez Radę Ministrów 28 listopada 2017 r. W ramach podpisanych umów PERN zobowiązał się do budowy nowego odcinka rurociągu paliwowego pomiędzy Boronowem a Trzebinią oraz zwiększenia możliwości dostaw rurociągowych paliw w kierunku Warszawy. Równocześnie firmy uzgodniły modernizację i rozbudowę infrastruktury przesyłowej ropy naftowej pomiędzy Podziemnym Magazynem Ropy i Paliw w Górze a rafinerią w Płocku.
Naimski: Orlen i PERN razem realizują strategię naftową Polski
Porozumienie przewiduje realizację przez PERN inwestycji polegającej na budowie ok. 100 km odcinka rurociągu produktowego pomiędzy bazą PERN w Boronowie a terminalem paliw PKN Orlen w Trzebini. Wybudowana infrastruktura pozwoli na połączenie rurociągiem rafinerii w Płocku z aglomeracją śląską – regionem charakteryzującym się wysoką konsumpcją paliw. Jednocześnie płocki koncern złożył gwarancje przesyłu paliw na okres 10 lat od uruchomienia rurociągu na odcinku Boronów – Trzebinia, które planowane jest na koniec roku 2021. Ponadto porozumienie pomiędzy PKN Orlen i PERN zakłada inwestycje w zwiększenie przepustowości rurociągu produktowego, łączącego płocką rafinerię z terminalem paliw PKN Orlen w Mościskach, obsługującego m.in. Warszawę i Mazowsze.
Rząd przyjął projekt ustawy o strategicznych inwestycjach w sektorze naftowym
Połączenie z Lotosem
W lutym reprezentujący Skarb Państwa minister energii Krzysztof Tchórzewski oraz prezes PKN Orlen S.A. Daniel Obajtek podpisali list intencyjny w sprawie rozpoczęcia procesu przejęcia kontroli kapitałowej przez PKN Orlen nad Grupą Lotos S.A.
Podpisując list intencyjny, PKN Orlen i Skarb Państwa zobowiązały się do podjęcia w dobrej wierze rozmów, których celem będzie przeprowadzenie transakcji rozumianej jako nabycie przez PKN Orlen, bezpośrednio lub pośrednio, minimum 53 proc. udziału w kapitale zakładowym Grupy Lotos.
Kolejnym krokiem było złożenie przez PKN Orlen do Komisji Europejskiej wersji roboczej wniosku o wyrażenie zgody na koncentrację w związku z planowanym przejęciem kontroli kapitałowej nad Grupą Lotos. Był to tzw. proces prenotyfikacyjny poprzedzający najważniejszy etap rozmów z Komisją.
W wersji roboczej wniosku opisano obszary działalności obu spółek, które będą istotne z punktu widzenia konkurencyjności na europejskich rynkach. Przedstawiono również wstępne propozycje środków zaradczych, wynikających z wysokiej koncentracji w obszarach działalności, gdzie spółki operują. Chodzi o Polskę, w której PKN Orlen posiada 1777 stacji paliw, a Lotos – 484. Wzbudziło to ze strony BP obawy o nadmierną koncentrację. Zagraniczny koncern powiedział, że fuzja ta mogłaby go ograniczyć, chyba że gwarantowany będzie konkurencyjny koszt dostaw i dostępu do infrastruktury. Oznaczać to może konieczność sprzedaży części stacji benzynowych po zakończeniu fuzji. Zgodnie z założeniami harmonogramu Orlen liczy na uzyskanie zgody Komisji do połowy 2019 r. Zostało to także potwierdzone na początku tego roku przez członka zarządu płockiego koncernu ds. finansowych Wiesława Protasewicza. – PKN Orlen podtrzymuje wcześniejsze założenia, iż uzyskanie niezbędnych zgód Komisji Europejskiej na przejęcie kapitałowe Grupy Lotos nastąpi do połowy 2019 r. – przekazał pod koniec stycznia Protasewicz.
Zgodnie z początkowymi założeniami celem transakcji ma być „stworzenie silnego, zintegrowanego koncernu zdolnego do lepszego konkurowania w wymiarze międzynarodowym, odpornego na wahania rynkowe”. Zdaniem PKN Orlen trwające synergie uzyskane w wyniku konsolidacji zwiększą potencjał połączonego koncernu w wielu obszarach działalności.
Obajtek: Fuzja Orlenu i Lotosu będzie korzystna dla całej gospodarki
Kierunek Bałtyk
PKN Orlen stał się w ubiegłym roku czwartym producentem energii w Polsce. Spółka kieruje się w stronę bloków gazowo-parowych oraz Odnawialnych Źródeł Energii. W minionym roku ponad 20 firm zgłosiło się do przetargu PKN Orlen na wykonanie koncepcji technicznej projektu budowy morskich farm wiatrowych na Bałtyku. Łączna moc inwestycji może wynieść nawet 1200 MW.
PKN Orlen w czerwcu ub. roku przekazał także do komercyjnej eksploatacji największy niskoemisyjny blok energetyczny w Polsce o wysokiej sprawności i możliwości regulacji pracy. Zakończenie inwestycji w elektrociepłownię gazowo-parową w Płocku oznacza, że do krajowego systemu energetycznego trafi kolejne 600 MW mocy.
W 2019 roku Orlen podejmie decyzję czy zbuduje morskie farmy wiatrowe
Blok gazowo-parowy o mocy elektrycznej 600 MWe i cieplnej 520 MWt powstał na terenie płockiego zakładu rafineryjno-petrochemicznego.
Baltic Power, spółka z Grupy Orlen, rozpoczęła w ub. roku badania środowiskowe oraz pomiary warunków wietrzności na obszarze posiadanej koncesji na morską farmę wiatrową na Bałtyku. Zawarto umowę z konsorcjum firm: MEWO S.A. oraz Instytutem Morskim w Gdańsku. Celem prac jest uzyskanie decyzji o środowiskowych uwarunkowaniach przedsięwzięcia oraz określenie produktywności morskiej farmy wiatrowej.
W zaktualizowanej strategii Orlen postawił również na rozwój energetyki niskoemisyjnej, czego morskie farmy wiatrowe mają być przykładem. W 2018 r. spółka powołała zespół specjalistów w celu przygotowania i realizacji projektu na wykonanie koncepcji technicznej budowy morskich farm wiatrowych na Bałtyku. Łączna moc tej inwestycji może wynieść nawet 1200 MW. Spółka zakłada, że pierwsze wydatki inwestycyjne związane z budową farm wiatrowych na morzu zostaną poniesione najwcześniej w 2023 roku.
Zakończenie sporu z Kolejami Litewskimi
PKN Orlen zakończył w ubiegłym roku trwający od 10 lat konflikt z litewskimi kolejami o tory kolejowe (Lietuvos Geležinkeliai) prowadzące z terminalu naftowego w łotewskiej Butyndze do rafinerii w Możejkach. Litwini będąc monopolistą na tamtejszym rynku, nie chcieli zgodzić się na renegocjacje taryf przesyłowych. Zdemontowali więc 19-kilometrowy odcinek prowadzący do granicy z Łotwą. W wyniku rozebrania szyn Litwa uniemożliwiła dostawy kolejowe na Łotwę, ograniczając tym samym konkurencję. W rezultacie w październiku 2017 roku Bruksela nałożyła na Koleje Litewskie prawie 27,87 mln euro kary, którą przedsiębiorstwo wpłaciło na początku stycznia.
Koszt odbudowy rozebranego połączenia szacowany jest na ok. 20 mln euro. Chociaż kierownictwo LG liczy, że kwota ta będzie niższa i wyniesie ok. 10 mln euro, a tory zostaną odbudowane do 2019 roku.
W ub. roku 14 sierpnia szefowie obu spółek: Daniel Obajtek i Mantas Bartuška podpisali porozumienie o rozszerzeniu współpracy. Zainaugurowano także odbudowę torów na trasie Możejki – Renge. Zgodnie z podpisanym w Możejkach porozumieniem o współpracy Orlen Lietuva (litewska spółka z Grupy Orlen) zadeklarowała dalsze korzystanie z usług Kolei Litewskich. Jednocześnie podjęto zobowiązanie rozszerzenia kooperacji o przewóz produktów w kierunku granicy z Polską. Transport produktów Orlen Lietuva na tej trasie ma wzrosnąć o kilkaset tysięcy ton z obecnie dostarczanych ok. 600 tys. ton. Dzięki temu zwiększy się elastyczność operacyjna Grupy Orlen i bezpieczeństwo paliwowe w regionie państw bałtyckich i Polski.
Zgodnie z deklaracją litewskiego przewoźnika pierwsze ładunki zostaną odprawione pod koniec tego roku. Jest to istotne ze względu na lokowanie na północy aż do 20 proc. produkcji z rafinerii w Możejkach.
PKN Orlen w zamian przedstawił plany kolejnych inwestycji w modernizację litewskiej rafinerii. Analizowane są możliwości zwiększenia wydajności rafinerii, co pozwoliłoby jej na efektywniejsze funkcjonowanie, także przy zmiennym otoczeniu makroekonomicznym. Celem ma być także pogłębienie przerobu, co jest kluczowym elementem zwiększania uzysku paliw z przerabianej tam ropy naftowej.
Wzmocnienie pozycji w Czechach
Poza wzmocnieniem spółki poprzez zawarcie porozumienia z Litwinami udało się także w ubiegłym roku sfinalizować transakcję zakupu 100 proc. udziałów w czeskim Unipetrolu. Przed ubiegłorocznym wezwaniem Orlen miał 60 proc. udziałów w czeskiej spółce. Procedura wykupu akcji Unipetrolu realizowana była zgodnie z przepisami obowiązującymi w tym zakresie w Czechach. Decyzję Walnego Zgromadzenia z 28 sierpnia 2018 r. poprzedziło przekazanie wymaganych dokumentów i uzyskanie zgody Czeskiego Banku Narodowego na przeprowadzenie wykupu akcji przy proponowanej cenie 380 CZK za akcję.
Unipetrol a.s. jest największym w Czechach koncernem rafineryjno-petrochemicznym. W jego skład wchodzą rafinerie w Litvinowie i Kralupach, największa na lokalnym rynku sieć stacji paliwowych Benzina (ponad 400 stacji) oraz spółka Spolana, jedyny producent PCW i kaprolaktamu na tym rynku. Bardzo istotna jest część petrochemiczna firmy zlokalizowana w Litvinowie, gdzie obecnie realizowany jest projekt budowy instalacji polietylenu PE3, który ma na celu umocnienie pozycji Grupy Orlen na chemicznym i petrochemicznym rynku w Europie Środkowej. Realizacja projektu w Litvinovie o mocy około 270 tys. ton rocznie umożliwi wyższe wykorzystanie instalacji Olefin oraz głębszą integrację produkcji petrochemicznej i rafineryjnej. Sprawne przeprowadzenie tej inwestycji wzmocni pozycję Unipetrolu w jednej z najbardziej perspektywicznych branż na świecie.
Już na początku tego roku czeska spółka Benzina, należąca do PKN Orlen, weszła ponownie (po 30 latach) na słowacki rynek. Jest to kolejny (po polskim, czeskim, niemieckim i litewskim) rynek, na którym pojawią się stacje Grupy Orlen. Sieć na Słowacji będzie funkcjonowała pod marką Benzina. Pierwsza stacja rozpocznie działanie pod nowym szyldem na przełomie marca i kwietnia br. w Malackach, nieopodal granicy słowacko-czeskiej. Sieć będzie rozwijana poprzez współpracę franczyzową z mniejszymi operatorami stacji paliw lub przez przejęcia. Inwestycja ma charakter długoterminowy. W pierwszym roku działalności marki Benzina na Słowacji możliwe jest dojście do poziomu 10 obiektów, jednak kluczowym wyznacznikiem tempa rozwoju będą przyjęte przez koncern parametry biznesowe.
Sawicki: Orlen, MOL – dwa bratanki na wojnie o Europę Środkową
Orlen chce także mocniej zaistnieć w Czechach. PKN Orlen, Tauron i Spolana, z Grupy Orlen, podpisały w ub. roku list intencyjny dotyczący warunków udostępnienia gruntu pod budowę elektrociepłowni w Czechach.
W ramach podpisanego listu intencyjnego spółki zadeklarowały powołanie zespołu roboczego. Jego zadaniem będzie m.in. analiza warunków współpracy, na jakich spółka z Grupy Kapitałowej Orlen udostępni Tauronowi teren do ewentualnej budowy nowoczesnego źródła wytwarzania w czeskich Neratowicach. Inwestycja, której dotyczą analizy, ma być wysokosprawnym źródłem energii elektrycznej i ciepła w postaci pary m.in. dla spółki Spolana.
W efekcie realizacji rozważanej inwestycji będzie można również wytwarzać energię elektryczną dla spółki obrotu Tauron Czech s.r.o., z przeznaczeniem na czeski lub polski rynek energii.
Postępy w sprzedaży
Pod koniec ubiegłego roku PKN Orlenu po raz pierwszy w historii osiągnął sprzedaż paliw w całej sieci w Polsce, Czechach, Niemczech i Litwie na poziomie 11 mld litrów. Rozwinął także dostępność swojego programu dla inwestorów indywidualnych – ORLEN W PORTFELU. Jak tłumaczył w ub. roku prezes Daniel Obajtek, ORLEN W PORTFELU to program, który ma za zadanie pomóc Polakom w budowaniu wiedzy i umiejętności niezbędnych do świadomego inwestowania na rynku kapitałowym. Celem projektu, poza edukacją i próbą „uspołecznienia” narodowego czempiona, była także próba ożywienia obrotem akcji spółki na GPW.
Nie atom a petrochemia
W połowie 2018 roku prezes PKN Orlen przekazał, że Orlen zamierza w najbliższych latach zainwestować ponad 8 mld złotych w rozwój petrochemii. CAPEX inwestycji w petrochemię sięgnie ponad 8 mld zł, a inwestycje zajmą 5 lat. W ramach inwestycji realizowany będzie rozwój infrastruktury B+R, tak, aby nie skończyć tylko na rozbudowie. Przemysł petrochemiczny wymaga dużego zaangażowania, dlatego też – jak powiedział – skład zarządu to siedem osób. Przez kolejnych 5 lat i kilka następnych lat spółka chce z importera stać się eksporterem, a inwestycje mają dotyczyć rozwoju olefin w Płocku oraz w Anwilu we Włocławku. Realizacja inwestycji oznacza zwiększenie mocy produkcyjnych w segmencie petrochemii o około 30 proc. Spółka zaznacza, że popyt na produkty petrochemiczne będzie rósł napędzany rosnącą liczbą ludności na świecie, wzrostem gospodarczym oraz zmianą struktury zapotrzebowania na surowce używane w przemyśle.
Inwestycje w Płocku to nie koniec. PKN Orlen planuje także, zgodnie z obowiązującą strategią, zainwestować około 1 mld zł w rozbudowę zdolności produkcyjnych instalacji do wytwarzania nawozów we włocławskim Anwilu. Dodatkowo rozważa wzmocnienie kapitału swoich strategicznych aktywów petrochemicznych poprzez zwiększenie mocy produkcyjnych instalacji PCW. Jednocześnie wykluczono możliwość sprzedaży tego zakładu. Obecnie potencjał produkcyjny Anwilu w odniesieniu do nawozów azotowych wynosi ok. 1 mln ton rocznie. Dzięki rozbudowie instalacji w tym obszarze planowany jest wzrost produkcji o 40 proc., czyli o kolejne 430 tys. ton. Przewidywany jest również wzrost asortymentu produkcji nawozów o 4 nowe produkty.
W 2018 roku rozpoczęto także rozruch nowej instalacji polietylenu PE3 w Unipetrolu. Nowa instalacja w Czechach pozwoli na wzrost produkcji polietylenu do 270 tys. ton (stara instalacja produkuje 160 tys. ton), a docelowo wzrost będzie wynosił do 470 tys. ton. Są jednak plany, aby zamknąć starą instalację, więc ta produkcja w dłużej perspektywie będzie wygaszana.
W lutym ub. roku ukazała się także informacja, że Orlen analizuje udział w projekcie budowy elektrowni jądrowej. – Analizujemy wszystkie możliwe projekty, które mogą mieścić się w naszej strategii, naturalnie łącznie z projektem elektrowni jądrowej – powiedział ówczesny wiceprezes spółki Mirosław Kochalski. Zaraz po tej informacji, jaką udzielił członek zarządu, PKN Orlen przekazał, że sprawdza wszystkie możliwe projekty, które mogą wpisywać się w strategię koncernu, w tym również projekt budowy elektrowni atomowej. Podkreślono, że projekty takie jak budowa w Polsce elektrowni jądrowej wymagają decyzji rządowej i analizy przeprowadzonej przez poszczególne firmy. Jednak już pod koniec kwietnia członek zarządu PKN Orlen ds. finansowych Wiesław Protasewicz mówił, że w przypadku projektu budowy elektrowni atomowej w Polsce płocki koncern nie podjął żadnej wiążącej decyzji w sprawie zaangażowania w projekt atomowy. W lipcu 2018 roku Protasewicz powiedział, że obecnie spółka nie planuje inwestycji w energetykę jądrową. -Wiemy, że dyskusja cały czas trwa. Ostatnio pojawiły się nowe liczby przedstawione przez ministerstwo energii. Będziemy to analizować – powiedział wówczas.
Zmiennie szczęście we Włocławku
W czerwcu 2017 r. PKN Orlen rozpoczął eksploatację elektrociepłowni gazowo-parowej o mocy 463 MWe wybudowanej we Włocławku. Blok ten ma wytwarzać w kogeneracji energię elektryczną i ciepło m.in. na potrzeby włocławskiej spółki Anwil z grupy płockiego koncernu. Nadwyżka energii ma trafiać do sieci. Jednak we wrześniu doszło do awarii i blok wyłączono. PKN Orlen przekazał, że elektrociepłownia CCGT we Włocławku po awarii wznowi działalność w marcu 2019 roku. Wykonawcą elektrociepłowni CCGT we Włocławku było konsorcjum General Electric i SNC-Lavalin Polska. Wykonawca i płocki koncern powołały zespoły, które współpracują nad ustaleniem przyczyn nieplanowanego zatrzymania pracy bloku spowodowanego przez turbozespół i przygotowaniem harmonogramu prac zmierzających do przywrócenia pracy bloku.
Wyzwania
Rok 2019 będzie stał pod znakiem połączenia PKN Orlen z Grupą Lotos. Zgoda Komisji Europejskiej miałaby pojawić się w połowie tego roku. Następnie spółki będą musiały zrealizować warunki, jakie przedstawi Komisja. Chodzi m.in. o sprzedaż części stacji benzynowych w Polsce. Kolejne wyzwanie to zmaganie się z szybko zmieniającymi się cenami ropy. Jeszcze w październiku baryłka kosztowała ponad 86 dol. Pod koniec grudnia 2018 r. było to zaledwie ponad 50 dol., a już na początku lutego cena wzrosła do 62 dol. Zmienność cen ropy to szansa i wyzwanie, dlatego też koncern będzie zmierzał do poszukiwania nowych kierunków dostaw, korzystając ze spotów. Szansą może być Afryka, a także ew. kontrakt średnioterminowy na dostawy ropy z USA. Wyzwaniem będzie także sektor energii elektrycznej. PKN Orlen w 2019 roku będzie podejmować decyzje w sprawie realizacji projektu offshore. Polskie Sieci Elektroenergetyczne S.A. w dniu 31 stycznia 2019 r. poinformowały o wydaniu warunków przyłączenia do Krajowej Sieci Przesyłowej dla trzech kolejnych projektów morskich farm wiatrowych, w tym dla projektu Baltic Power. Zgodnie ze strategią spółka chce rozwijać niskoemisyjne źródła, ale dla morskich farm wiatrowych potrzebne będzie dodatkowe źródło generacji. Rozwiązaniem jest gaz, ale problem z elektrociepłownią we Włocławku pokazuje, że spółka musi jeszcze dopracować tę technologię, aby współgrała ona z morskimi farmami wiatrowymi.
