Zwolennicy wielkich inwestycji petrochemicznych wskazują na konieczność wydłużenia łańcucha wartości i nieunikniony spadek przerobu ropy naftowej do produkcji paliw. Przeciwnicy argumentują, że tego typu projekty zlokalizowane w Europie nigdy nie będą w stanie konkurować z krajami dysponującymi dostępem do znacząco tańszych surowców energetycznych. Dyskusja o tym czy Polska potrzebuje nowych inwestycji w petrochemię wkroczyła w kolejną fazę po tym, jak Orlen zdecydował o znaczącym ograniczeniu planów budowy instalacji Olefiny III.
Zgodnie z wizją byłego prezesa Orlenu Daniela Obajtka inwestycja w kompleks petrochemiczny Olefiny III miała być dla koncernu formą ucieczki do przodu i sposobem na przedłużenie życia zakładu produkcyjnego w Płocku, po tym jak w nadchodzących dekadach, w związku z nieuniknionym rozwojem elektromobilności i coraz bardziej restrykcyjnymi wymaganiami środowiskowymi, przerób ropy w kierunku produkcji tradycyjnych paliw silnikowych będzie musiał być stopniowo ograniczany.
„Produkcja paliw będzie się zmniejszać, ale popyt na nowoczesne tworzywa sztuczne nadal rośnie i to nie powinno się zmienić w dającej się przewidzieć przyszłości” – przekonywał były szef Orlenu.
Argumentów o konieczności wydłużenia łańcucha wartości używali z kolei przedstawiciele byłego zarządu Grupy Azoty, kiedy podejmowali blisko sześć lat temu decyzję o budowie kompleksu Polimery Police mającego produkować po ponad 400 tys. ton rocznie propylenu i polipropylenu. Całkowity budżet inwestycji był wówczas szacowany na około 1,5 mld euro, a jako termin jej oddania do eksploatacji wskazywano IV kwartał 2022 roku. Wcześniej planowana w Policach inwestycja o znacznie mniejszej skali miała dotyczyć jedynie budowy instalacji do produkcji propylenu w drodze odwodornienia propanu (PDH).
Opóźnienia budowy to dopiero początek problemów
Od samego początku oba wielkie projekty inwestycyjne napotykały szereg trudności, które nie pozostały bez wpływu na ich koszt oraz termin zakończenia.
W przypadku Polimerów Police inwestor kilkakrotnie zmuszony był podpisywać aneksy do umowy z generalnym wykonawcą, koreańską firmą Hyundai Engineering, przewidujące wydłużenie czasu realizacji projektu oraz zwiększenie wynagrodzenia wykonawcy, a mimo to, choć inwestycja od dłuższego czasu jest zaawansowana w ponad 99% i prowadzi rozruch testowy, to do dziś nie została oficjalnie oddana do komercyjnej eksploatacji. To już ponad 2 lata opóźnienia w stosunku do pierwotnych założeń.
Natomiast flagowa inwestycja petrochemiczna Orlenu borykała się przede wszystkim z lawinowo rosnącymi kosztami. Pierwotnie, kiedy plan inwestycji został z wielką pompą ogłoszony w 2018 roku, projekt miał kosztować 8,3 mld zł, zakończyć się w 2023 roku i przynieść koncernowi ok. 1,5 mld zł rocznego wyniku EBITDA. Ostateczna decyzja inwestycyjna zapadła w 2021 roku, ale wówczas projekt miał już kosztować 13,5 mld zł, jego realizacja wydłużyła się do 2024 roku, a spodziewany wynik EBITDA zmniejszył do ok. 1 mld zł rocznie. Następnie w czerwcu 2023 r. Orlen ogłosił, że mimo zmniejszenia pierwotnie zakładanego zakresu inwestycji poprzez wykreślenie z niej fenoli i pochodnych aromatów, koszt projektu rośnie do 25 mld zł, a termin realizacji zostaje ponownie wydłużony, tym razem do 2025 r.
Koszty niedoszacowane ponad sześciokrotnie
Nowy zarząd Orlenu zdecydował się zlecić szczegółową analizę tego projektu dwóm renomowanym firmom doradczym i w obu przypadkach konkluzje były bardzo podobne: gdyby projekt Olefiny III miał być kontynuowany w pierwotnym kształcie, jego ostateczny koszt wyniósłby nawet 51 mld zł i w dającej się przewidzieć przyszłości inwestycja nie przyniosłaby pozytywnego wyniku EBITDA.
„Nie bez kozery w Europie praktycznie nie powstają obecnie nowe, duże inwestycje petrochemiczne, a jedyny zbliżony projekt, realizowany w Antwerpii przez Ineos, co dwa lata przedłuża termin oddania kompleksu do użytku” – tłumaczył wówczas dziennikarzom prezes Orlenu Ireneusz Fąfara.
Podstawowy powód to oczywiście zbyt duże różnice w cenach gazu ziemnego i ropy naftowej – podstawowych surowców petrochemicznych – pomiędzy Europą a krajami Bliskiego Wschodu, czy Stanami Zjednoczonymi. Eksperci przekonują, że nawet uwzględniając koszt transportu gotowych produktów petrochemicznych, nie pozwalałyby one na osiągnięcie efektywności ekonomicznej przez nowo budowane zakłady petrochemiczne w Europie.
Odbudowa przemysłu czy walka o efektywność
Fakt, że budowany przez Orlen kompleks miał być jednym z nielicznych i największych w Europie, poprzedni zarząd Orlenu prezentował jako atut w kontekście odbudowy polskiego przemysłu po dekadach zaniedbań w tym obszarze. Obecnie jednak coraz częściej przebija się narracja, że skoro światowi giganci petrochemiczni od lat nie inwestują w Europie, to nie z uwagi na własne widzimisię, a z konkretnych, racjonalnych powodów, które w skrócie sprowadzają się do tego, że to się zwyczajnie nie opłaca.
W tej sytuacji Orlen musiał podjąć decyzję co dalej z trwającym projektem, w który wpompowano już do tego momentu ok. 14 mld zł, a który z każdym tygodniem pochłaniał kolejnych ok. 100 mln zł.
Ostatecznie w grudniu 2024 roku Orlen ogłosił zatrzymanie projektu Olefiny III i plan wykorzystania powstałej już w ramach tego projektu infrastruktury do realizacji zmodyfikowanego i odchudzonego projektu inwestycyjnego o nazwie „Nowa Chemia”, który ma powstać do 2030 roku kosztem ok. 34 mld zł i generować, w zależności od poziomu wykorzystania mocy produkcyjnych, między 550 mln zł a 800 mln zł wyniku EBITDA rocznie. W ocenie zarządu Orlenu, ta decyzja pozwoli oszczędzić koncernowi ok. 15 mld zł.
„To był tak naprawdę wybór mniejszego zła, będący efektem licznych nieprawidłowości, zarówno w obszarze przyjętych założeń ignorujących warunki rynkowe, jak i harmonogramów czy technologii realizacji. Gdybyśmy dzisiaj analizowali od podstaw założenia inwestycji petrochemicznej o parametrach „Nowej Chemii”, to raczej nie zdecydowalibyśmy się dać jej zielonego światła. W tym przypadku musieliśmy jednak uwzględnić fakt, że całkowite wstrzymanie projektu również wiązałoby się ze znaczącymi kosztami” – wyjaśniał Fąfara.
Europa stoi na straconej pozycji?
„Jeśli przyjmiemy, że petrochemia to część chemii wywodząca się z przetwórstwa ropy naftowej i gazu ziemnego oraz spojrzymy na zasoby tych kopalin w Polsce, ich wrażliwość polityczną i problemy w logistyce, to łatwo możemy skonstatować marne szanse rozwoju tego sektora w naszym kraju. Refleksyjne spojrzenie na szybko przebiegające zmiany klimatyczne oraz powszechne zanieczyszczenie świata plastikiem dołożą nam kolejnych negatywnych wniosków dla rozwoju petrochemii” – mówi w rozmowie z ISBiznes.pl Janusz Wiśniewski, ekspert rynku chemicznego, były wiceprezes Orlenu i spółek z Grupy Azoty oraz Krajowej Izby Gospodarczej (KIG).
Zwraca uwagę, że po zmianach tzw. geografii przemysłowej świata udział Chin w globalnej chemii
wzrósł do 50%, a Unii Europejskiej spadł do 13%, natomiast USA utrzymują swoje przewagi kosztowe oparte na wydobyciu węglowodorów łupkowych.
„Europie pozostaje więc rywalizacja w innowacyjnych technologiach w warunkach gospodarki obiegu zamkniętego. Tu jednak Polska jest w ogonie klasyfikacji europejskiej i praktycznie bez szans na awans, zwłaszcza że nie potrafimy sobie nawet poradzić z wewnętrznymi regulacjami dla OZE” – podkreśla ekspert.
Ostatnie wielkie projekty petrochemiczne
W jego ocenie, budowany właśnie przez Ineos w Antwerpii kraker etanowy będzie zapewne ostatnią tego typu inwestycją w Europie, ale najnowocześniejszą. Capex przekraczający 4 mld euro pozwoli produkować 1 450 000 ton etylenu rocznie i zaoszczędzić emisje 2 mln ton CO2 rocznie.
„Mimo szumu medialnego Orlenu to właśnie to jest największa inwestycja petrochemiczna ostatnich 25 lat w Europie, która ruszy pod koniec 2026 roku” – ocenia Wiśniewski.
Wśród dużych projektów petrochemicznych, które udało się w ostatnich latach zrealizować na Starym Kontynencie, można jeszcze wymienić kompleks poliolowy, który w maju 2024 roku uruchomił MOL w węgierskim Tiszaújváros. Ta inwestycja również nie ustrzegła się jednak znaczących opóźnień. Umowa z Thyssenkrupp na realizację instalacji polioli o mocy 200 tys. ton rocznie została podpisana we wrześniu 2018 roku. Przewidywała, że łączne nakłady inwestycyjne wyniosą 1,2 mld euro, a uruchomienie kompleksu planowane było na II półrocze 2021 r. Jednak w połowie 2020 roku MOL poinformował o opóźnieniu inwestycji, tłumacząc to pandemią Covid-19, w związku z którą „zakłócony został łańcuch dostaw projektu, a mobilizacja pracowników stała się wyjątkowo trudna”. Ostatecznie instalację udało się oficjalnie uruchomić dopiero niemal trzy lata po pierwotnym terminie, za to jej koszt wzrósł nieznacznie do jedynie 1,3 mld euro. Węgierski koncern spodziewa się, że kompleks poliolowy będzie przynosił średnio 150 mln euro dodatkowego wyniku EBITDA rocznie.
Zabrakło wizji i współpracy
„W Polsce mamy za to dwa potężne problemy z inwestycjami petrochemicznymi. Orlen sam sprokurował problem Grupy Azoty z instalacją polipropylenu odmawiając im współpracy lub poparcia w uzyskaniu najlepszej na świecie licencji Spheripol od LyondellBasell. Zagrały przyziemne ambicje menedżerów i teraz Orlen zapłaci za to podwójnie próbując ratować tę inwestycję wbrew swoim zobowiązaniom kontraktowym z największym producentem polimerów na świecie” – zaznacza Wiśniewski.
Ekspert wskazuje, że najciekawszym elementem nowej strategii Orlenu jest udawanie, że projekt Olefiny III nie istnieje.
„Mimo wcześniejszych zapowiedzi nie było odniesienia do tej kuriozalnej inwestycji, choć zapewne zmieści się ona choćby w widełkach capeksu do 2035 roku. Bujający w obłokach poprzedni zarząd Orlenu planował recykling tworzyw w ilości 300-400 tys. ton rocznie do 2030 roku, ale nowa strategia nieśmiało wspomina o 250 tys. ton rocznie w odleglejszej przyszłości. Wygląda na to, że obaj polscy czempioni nie mają żadnych pomysłów na przyszłość poza połączeniem się w bólu nad ponoszonymi stratami. To są konsekwencje złych wyborów i decyzji” – mówi.
Najlepsi idą w kierunku produktów zrównoważonych
Tymczasem jego zdaniem warto podpatrzeć konkurencję, skoro doradcy zawiedli, a
innowacyjność w sektorze dawno zanikła.
Przykładem takiej konkurencji, która radzi sobie dobrze, jest austriacki OMV, który ma przychody ponad dwa razy mniejsze od Orlenu (38,79 mld dolarów wobec 84,39 mld dolarów w 2024 r), ale ma kapitalizację porównywalną (odpowiednio 12,96 mld dolarów wobec 13,84 mld dolarów) i jasną strategię, aby zostać w 50% firmą chemiczną, ograniczając zużycie ropy naftowej o 2,5 mln ton rocznie do 2030 roku.
„Globalnej strategii dla poliolefin jego zależnej spółki Borealis można tylko pozazdrościć, zaś produkcja zrównoważonego paliwa lotniczego SAF i unikatowego biopaliwa HVO w ilości 1,5 mln ton rocznie w Rumunii postawi spółkę w czołówce europejskiej transformacji energetycznej. Dla porównania Orlen zaczął sprzedawać HVO na dwóch stacjach w Niemczech, ale w strategii
milczy o istotnym rozwoju tego segmentu” – punktuje Wiśniewski.
W jego ocenie, przyszłością europejskiej petrochemii jest recykling, paliwa i chemikalia
zrównoważone oraz produkty cyrkularne, a tu znowu wzorem mogą być technologie ReOil i Borcycle z Grupy OMV.
Były wiceprezes Orlenu podkreśla, że wartość wsadu plastikowego do samochodu elektrycznego jest o 85% wyższa niż pakietu tworzywowego w samochodzie z silnikiem spalinowym i to jasno pokazuje kierunki rozmów z producentami samochodów i części samochodowych (OEM oraz Tier 1) na temat zastosowań różnych kompozytów poliolefinowych w elektrykach.
„Trzeba wierzyć, że decyzja Orlenu o częściowym kontynuowaniu projektu Olefiny III jest jedyną słuszną, ale sama zmiana nazwy na „Nowa Chemia” nie przyniesie sukcesu. Akcjonariuszom należy się wyjaśnienie ogromnych strat wynikających z błędnych decyzji i szczegółowe przedstawienie środków zaradczych, jakie Orlen ma zamiar zastosować, aby te straty ograniczyć. Tego bez kilku partnerów biznesowych mających dostęp do surowców nie uda się dokonać” – podsumowuje Wiśniewski.
