Rosyjska inwazja na Ukrainę postawiły Europę w sytuacji ekstremalnej i natychmiastowej potrzeby zmiany kierunku zakupów surowców energetycznych, niesławnej trójcy – ropy, gazu i węgla.
Polskie wysiłki dot. dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego sięgają 2006 roku, kiedy po decyzji prezydenta Lecha Kaczyńskiego rozpoczął się proces budowy terminala LNG w Świnoujściu. Sam terminal nie zdołał zapewnić nam niezależności od Rosji. Dopiero po ukończeniu Baltic Pipe, projektu rozpoczętego w 2018 r., Polska będzie mogła całkowicie zrezygnować z rosyjskiego gazu. To jednak proces, który był konsekwentnie realizowany przez kilkanaście lat. W kwestii odchodzenia od rosyjskiego gazu nasz kraj jest na pool position, ma przewagę wielu lat budowy infrastruktury służącej do tego celu.
Inaczej sprawy mają się z ropą. Kierunek zmniejszania dostaw z Rosji również trwa od lat, ale przynajmniej przed pełnoskalową inwazją Rosji na Ukrainę, nie zadeklarowano „opcji zerowej” tj. w przypadku gazu. Tym bardziej, że jak wynika z danych GUS, w latach 2000-2020 za ropę naftową z Rosji zapłaciliśmy 802,9 mld zł przy 285,7 mld zł za gaz oraz 72,2 mld zł za węgiel. W każdym kolejnym roku obecnego stulecia koszt importu ropy naftowej był największy w porównaniu z pozostałymi węglowodorami, choć rósł w najwolniejszym tempie (32% między 2000 a 2020 r.).
Pomimo faktu, że w 2000 roku zakupu ropy z Rosji stanowił 93% ogólnego importu, to wolumen zakupu zmienił się w niewielkim stopniu, bowiem wówczas nabyliśmy 16,8 mln ton surowca, a w 2020 r., gdy odsetek spadł do 65%, zakupiliśmy jako kraj 16,4 mln ton. Wynika to oczywiście ze wzrostu zapotrzebowania na paliwa i produkty ropopochodne. Łączny import w 2000 roku wyniósł 18,06 mln ton, a w 2020 już 25,4 mln ton. Procentowo doszło zatem do sporego spadku zakupu z kierunku rosyjskiego, ale jeśli chodzi o wolumen, liczby bezwzględne – do niewielkiego.
Alternatywy
Przed szukaniem alternatyw należy spojrzeć na trzy główne kwestie – kto produkuje wystarczającą ilość ropy, żeby móc nam ją sprzedać, czy odległość i koszty jej transportu będą w granicach ekonomicznego sensu oraz, czy polskie spółki naftowe już dokonywały zakupów z tych kierunków.
W Europie największym producentem jest Norwegia, z której już kupujemy ok. 0,5 mln ton rocznie. Kraj ten stanowi najczęściej drugie źródło dla europejskich państw po Rosji i to zarówno jeśli chodzi o ropę, jak i gaz ziemny. Wedle uznanego rocznika statystycznego prowadzonego od lat 40. XX w. przez British Petroleum, Norwegia posiada jeszcze zasoby ropy rzędu 1 mld ton[1]. Druga w Europie jest Wielka Brytania z 30% tego, co ma Norwegia, zaś Dania, Włochy i Rumunia mogą pochwalić się zaledwie 10%[2]. Wyraźnie widać, że w Europie poza Norwegią nie ma co szukać dostawców.
Nigeria jest kolejnym kierunkiem, z którego już sprowadzamy surowiec i to nawet w większej ilości niż z prawie sąsiedniej Norwegii, bo w 2020 r. kupiliśmy 1,4 mln ton[3], czyli prawie 6% importu. Ten zachodnioafrykański kraj leży na złożach ocenianych na 5 mld ton ropy, co oznacza, że jeszcze długo będzie eksporterem surowca.
Krajem, z którym można wiązać największe nadzieje, jest Arabia Saudyjska, z którą od kilku lat współpracują polskie spółki. Saudi Aramco, czyli koncern skupiający całą potęgę naftową Saudów, sprzedał Polsce w 2020 r. 4,17 mln ton ropy, co stanowiło 16,8% naszego importu. Jeszcze w 2015 r. sprowadziliśmy z Bliskiego Wschodu zaledwie 0,4 mln tony podczas gdy pięć lat wcześniej nie kupiliśmy od Arabii Saudyjskiej ani jednej baryłki[4].
Fuzja i część Rafinerii Gdańskiej
Jeden z największych koncernów na świecie na początku tego roku pogłębił relacje z Polską, konkretnie z PKN Orlen. Polski potentat naftowy, a niedługo multienergetyczny od ok. czterech lat realizuje proces fuzji z drugim największym przedsiębiorstwem tego rodzaju w Polsce, czyli Lotosem. W 2020 r. Komisja Europejska przedstawiła dosyć surowe warunki takiej fuzji, które mają swoje źródło w unijnych przepisach antymonopolowych. Chodziło o to, aby połączony koncern nie miał zbyt dominującej pozycji na polskim rynku. W dużym skrócie KE w ramach środków zaradczych wskazała sprzedaż sporej części aktywów Lotosu.
To właśnie Saudi Aramco zdecydowało się kupić: 30% udziałów w Rafinerii Gdańskiej, 50% udziałów Lotosu w spółce zajmującej się produkcją paliwa lotniczego oraz spółkę Lotos Asfalt. Jak wynika z słów prezesa Orlenu, dla płockiego koncernu szczególnie ważna jest umowa, jaką zawarł z Saudi Aramco przy okazji sprzedaży ww. aktywów.
Obok sprzedaży udziałów w Rafinerii Gdańskiej, podpisano umowę na dostawy ropy „do 400 tys. baryłek dziennie”, co odpowiada ok. 8,2 mln ton rocznie. Zastąpiłoby to prawie połowę importu z Rosji. To jest obecnie najbardziej zaawansowany proces dywersyfikacji dostaw ropy w Polsce. Pozostaje oczywiście druga połowa, której część mogłoby wypełnić zwiększenie wolumenu dostaw z pozostałych sprawdzonych kierunków. Dopięciem procesu odejścia od rosyjskiej ropy mógłby zostać Iran. Orlen już sprowadzał tamtejszą ropę, więc jest ona sprawdzona pod kątem chemicznym w rodzimych rafineriach. Problem jest taki, że na Teheran wciąż nałożone są amerykańskie sankcje, przez które kraj sprzedaje bocznymi kanałami ok. 10% potencjału eksportowego. Warunkiem nawiązania relacji z Iranem jest zniesienie przez Stany Zjednoczone sankcji, przynajmniej w tym segmencie.
[1] Statistical Review of World Energy, BP, 2021, s.16. [https://www.bp.com/content/dam/bp/business-sites/en/global/corporate/pdfs/energy-economics/statistical-review/bp-stats-review-2021-full-report.pdf]
[2] Ibidem
[3] https://ec.europa.eu/eurostat/cache/infographs/energy_trade/entrade.html?geo=PL&year=2020&language=EN&trade=imp&siec=O4100_TOT&filter=all&fuel=oil&unit=THS_T&defaultUnit=THS_T&detail=1&chart=pie
[4] Ibidem
Autor: Daniel Czyżewski
