Rozmowa z Wojciech Tabisiem, prezesem Zarządu Przedsiębiorstwa Rurociągów Naftowych „Przyjaźń” SA, operatora rurociągów ropnych i produktowych w Polsce

- Z powodu rekordowo wysokich ceny ropy przemysł naftowy notuje niespotykane od lat zyski. Czy z tej wyjątkowej hossy korzysta również PERN „Przyjaźń” SA, odnotowując zwiększone zainteresowanie tłoczeniem ropy bądź podwyższając stawki za przesył?
Korzystamy z dobrej koniunktury, ale w inny sposób niż rafinerie bądź firmy handlujące ropą lub wydobywające ten surowiec. Zajmujemy się działalnością transportową w zakresie zarówno ropy, jak i produktów ropopochodnych, a także magazynowaniem ropy naftowej. Profity z hossy na rynku ropy naftowej zbieramy poprzez zwiększone zainteresowanie naszymi usługami ze strony firm, które obracają ropą. Dowodzi tego fakt, iż w 118% wykorzystujemy zdolności przesyłowe rurociągu „Przyjaźń”, zwłaszcza jego odcinka wschodniego. O wiele intensywniej niż w latach poprzednich wykorzystywany jest PPPP Naftoport Sp. z o.o., którego jesteśmy większościowym udziałowcem (66,66%). Ponadto zmożone zużycie produktów naftowych pozwala na zwiększenie wykorzystania naszych rurociągów produktowych. Natomiast stawki naszych usług są kalkulowane w nieco inny sposób i nie są uzależnione od koniunktury i dekoniunktury na rynku oraz od zmian cen ropy.

- A więc nie mogą Państwo podnieść stawek korzystając z tego, że jest wielki popyt na ropę?
Chcemy być przedsiębiorstwem stabilnym w swojej działalności, niepodatnym na znaczne wahania cen ropy. Wysoka cena tego surowca, z jaką mamy dziś do czynienia, w bliższej lub dalszej przyszłości będzie musiała spaść, ponieważ zaczynają być opłacalne technologie zmniejszające zapotrzebowanie na ropę oraz produkty naftowe i szuka się alternatywnych źródeł energii, które do tej pory były zupełnie nieopłacalne. W trakcie negocjowania warunków wykorzystania rurociągu korytarza naftowego Odessa-Brody-Płock-Gdańsk uzyskaliśmy informacje, iż wiele firm przygotowuje się do wykorzystania tych pokładów ropy naftowej, które dotychczas uchodziły za nieopłacalne do eksploatacji, a teraz, przy wysokiej cenie ropy, stały się opłacalne. Dlatego wszystko wskazuje na to, że w niedalekiej przyszłości ropy na rynkach będzie więcej. Krajem, z którym negocjujemy, jest Kazachstan, gdzie przewiduje się w najbliższych 15. latach zwiększenie produkcji do 200 mln t, co oznacza wzrost produkcji o kilkaset procent.

- Jaki jest udziału PERN w całym projekcie dostarczenia ropy kaspijskiej do Polski? Na jakim etapie są te prace? Jaka jest Pańska wizja tego przedsięwzięcia?
Dość intensywne prace prowadzone są w kilku równoległych kierunkach. Pierwszy obszar, w którym prace częściowo już zostały zakończone, obejmuje przygotowanie biznesplanu wykorzystania rurociągu transportu ropy naftowej z rejonu Morza Kaspijskiego do Polski i do krajów Unii Europejskiej. Dzięki finansowej pomocy Unii został rozstrzygnięty przetarg na doradcę, który ma opracować biznesplan. Prace te już się rozpoczęły, mieliśmy pierwszy kontakt z konsorcjum doradców, Sweco PIC Oy, wybranych w ramach programu Inogate.
Drugi obszar dotyczy poszukiwania odbiorców tej ropy. Ponieważ chcemy, aby było to przedsięwzięcie komercyjne, szukamy udziałowców, którzy byliby zainteresowani wykorzystywaniem tej drogi transportu ropy naftowej. Takie rozmowy przeprowadziliśmy w Kazachstanie: został podpisany list intencyjny z KazMunaiGazem, w najbliższym czasie spodziewamy się delegacji tej firmy w Polsce. Będziemy rozmawiać na temat szczegółów dotyczących stopnia zainteresowania projektem strony kazaskiej, w tym roli Międzynarodowego Przedsiębiorstwo Rurociągowego Sarmatia Sp. z o.o., którego PERN jest 50% udziałowcem (drugie 50% udziałów posiada O.S.A. Ukrtransnafta, ukraińskie przedsiębiorstwo rurociągowe), w wykorzystaniu tego rurociągu. Oczywiście, poza rozmowami na temat korytarza naftowego Brody-Płock-Gdańsk, toczone są rozmowy dotyczące ogółu zagadnień związanych z transportem ropy z Kazachstanu, czyli nie tylko złóż pochodzących z basenu Morza kaspijskiego, ale również ze złóż leżących w głębi tego kraju.
Odmienny kierunek naszych działań wyznaczają rozmowy z potencjalnymi odbiorcami kaspijskiej ropy. Nasza uwaga jest skierowana na rynek amerykański i rynek UE, gdzie firmy takie jak ChevronTexaco, Conaco Philips wykazują zainteresowanie jej odbiorem. Ponadto nowy obszar potencjalnego zbytu pojawił się w momencie, gdy PKN Orlen SA wykupił czeski Unipetrol, który w większości wykorzystuje ropę lekką, zbliżoną w swych parametrach do ropy kaspijskiej. Również w tym obszarze prowadzimy rozmowy, aby stwierdzić, jaką część strumienia ropy można by skierować do Unipetrolu.

- Czy to wyczerpuje listę problemów związanych z tą inwestycją?
Odrębnym zagadnieniem jest kwestia uzgodnień z samorządami dotyczących przebiegu rurociągu. Te rozmowy z punktu widzenia całego procesu inwestycyjnego są najbardziej długotrwałe i wymagają wzmożonego wysiłku negocjacyjnego zarówno w kontaktach z samorządami, jak i z właścicielami poszczególnych działek. Bardzo mocno doświadczyliśmy tych problemów podczas realizacji inwestycji na wschodnim odcinku rurociągu „Przyjaźń”.
Przewidujemy, i pod tym kątem wykonujemy także odpowiednie analizy, że wzdłuż rurociągu Odessa-Brody-Płock-Gdańsk będzie poprowadzony rurociąg produktowy. Rozmowy z Polskim Górnictwem Naftowym i Gazownictwem SA i Gaz Systemem Sp. z o.o., operatorem gazociągów przesyłowych pokazują, że istnieje zainteresowanie wykorzystaniem przebiegu tego rurociągu dla przesyłu gazu ziemnego. To jest cały kompleks zagadnień, który musimy połączyć w jeden proces inwestycyjny. Pracuje nad tym zarówno Sarmatia, jak i PGNiG; prowadzimy też na ten temat rozmowy z naszymi partnerami z Ukrtransnafty.

- Czy rozważają Państwo zbudowanie odgałęzienia rurociągowego do Czech?
Istnieje możliwość wykorzystania tego korytarza również w kierunku Czech. Do zaopatrywania Unipetrolu można by wykorzystać południową nitkę rurociągu „Przyjaźń”. Naturalnie do tej pory nie mamy podpisanych kontraktów, stąd nie wiemy, czy byłaby to ropa lekka, czy też zbliżona w swych parametrach do ropy rosyjskiej. Oba te gatunki możemy przesyłać, ponieważ będziemy tłoczyli surowiec sekwencyjnie. Jest to ważne z punktu widzenia odbioru, bowiem technologicznie rafinerie przystosowane do określonego gatunku ropy: polskie do przerobu ropy ciężkiej typu Ural, natomiast rafinerie krajów zachodnioeuropejskich oraz większość rafinerii w Stanach Zjednoczonych, ale także np. w Czechach są przystosowane do przerobu ropy lekkiej. Myślimy ponadto połączeniu Polski i Czech rurociągiem produktowym.

- Została już wytyczona trasa przez terytorium Polski tego rurociągu?
Analizujemy w tej chwili trzy warianty jego przebiegu: z punktów widzenia kosztów eksploatacji, z punktu widzenia kosztów inwestycji i wreszcie - możliwości zbudowania rurociągów towarzyszących, czyli rurociągu produktowego oraz gazociągu.

- Czy są duże różnice pomiędzy tymi wariantami?
Tak, spore. Chodzi głównie o możliwość wykorzystania trasy przebiegu rurociągu „Przyjaźń” - to jeden z wariantów. Drugi zakłada wybudowanie rurociągu bezpośrednio z Brodów do Płocka, natomiast trzeci wariant jest pośredni.

- Jedna z lansowanych wcześniej koncepcji mówiła o doprowadzeniu rurociągu z Brodów do Płocka, a dalej ropa miała być tłoczona odcinkiem zachodnim rurociągu „Przyjaźń” do Niemiec. Czyżby nastąpił odwrót od tej koncepcji, skoro ropa na płynąć na północ, do Naftoportu?
Nie możemy teraz precyzyjnie wypowiadać się o kierunkach tłoczenia, gdyż nie zamknęliśmy listy kontraktorów na wykorzystanie pojemności tego rurociągu. Nie mamy też zamkniętych wielkości tłoczenia. Przy przesyle do 25 mln t ropy rocznie będziemy wykorzystywać pojemności w odcinku zachodnim rurociągu „Przyjaźń” i w rurociągu „Pomorskim”. Natomiast gdy wielkości przekroczą 25 mln t, będziemy zmuszeni zbudować kolejne nitki tych rurociągów. Tak więc dzisiaj jeszcze nie mogę udzielić odpowiedzi na to pytanie, gdyż nie został określony pułap maksymalnego zapotrzebowania.

- Wspomniał Pan o zainteresowaniu kaspijską ropą ze strony amerykańskich odbiorców. Czy tak płytki akwen, jak Morze Bałtyckie, umożliwi ekspediowanie tej ropy tankowcami?
Głównym ograniczeniem, jeżeli chodzi o Bałtyk, są cieśniny duńskie, które pozwalają na transport ropy statkami o pojemności nie większej niż 180 tys. t. W przypadku, gdy wymagany jest dalszy transport, dokonuje się przeładunku bądź doładowania już na głębszych wodach, poza cieśninami duńskimi.

- Wejście PERN-u do spółki Sarmatia uwiarygodniło projekt przedłużenia ropociągu z Brodów, który dotychczas był postrzegany bardziej jako mrzonka. Były nawet wątpliwości co do rzeczywistych zasobów ropy w basenie Morza Kaspijskiego. Jak Pan ocena szansę urzeczywistnienia tego projektu, a także opłacalność całego przedsięwzięcia?
Ten rurociąg jest Polsce potrzebny jako rezerwowa droga zasilania w ropę naftową. Jest też potrzebny Unii Europejskiej, a także krajom zlokalizowanym w rejonie Morza Kaspijskiego, by zagwarantować możliwość wyprowadzenia zwiększonej produkcji w świat. Jest w końcu potrzebna całemu rynkowi naftowemu, gdyż być może te zwiększone dostawy, ten nowy kierunek, pozwolą ustabilizować ceny. Jestem przekonany, że rurociąg powstanie i będzie opłacalny. Jest jeszcze wiele jeszcze do zrobienia, ale to tylko kwestia czasu. Istniejące w tej chwili warunki na rynku ropy naftowej sprzyjają tej inwestycji.

- Czy nasi producenci mogliby się przestawić z powrotem na ropę lekką? Mówi się, że pomysł jest politycznie ciekawy, natomiast ekonomicznie bezsensowny, bo przestawienie PKN Orlen na surowiec inny niż rosyjski pochłonie kilkaset milionów złotych. Spowodowałoby to wzrost cen paliw na stacjach benzynowych i przyniosłoby efekt inflacyjny.
Nasze rozmowy w Kazachstanie pokazały, że są tam różne gatunki ropy, w tym ropa zbliżona parametrami do ropy rosyjskiej, którą wykorzystują nasze rafinerie. Zresztą już obecnie Kazachstan przesyła tę ropę do Polski, tyle że rurociągiem z Samary. Można odciążyć i tak już już maksymalnie wykorzystywany rurociąg „Przyjaźń” właśnie poprzez zbudowanie nowego rurociągu. Oczywiście są pewne problemy do pokonania. Rozwiązania wymaga kwestia dostarczenia tej ropy do Odessy. Przewidujemy kilka sposobów dostaw: statkami lub istniejącymi rurociągami. Wydaje się, że jest to droga krótsza i tańsza od tej, którą Kazachstan wykorzystuje obecnie, czyli rurociągami biegnącymi przez terytorium Rosji.

- Co takiego się stało, że Unia Europejska jeszcze niedawno dość sceptycznie odnosząca się do tego projektu, teraz zaczęła go wspierać?
Uważam, że klimat dla tej inwestycji był zawsze dobry, natomiast trzeba oddzielić politykę od biznesu. Świat biznesu podchodzi do dużych projektów infrastrukturalnych znacznie ostrożniej, wnikliwie kalkulując zyski i koszty. Należało się m.in. upewnić jakie są rzeczywiste możliwości produkcyjne. Teraz już wiadomo, że ropa tam jest i to w ilości wystarczającej dla potrzeb wykorzystania tego korytarza transportu.

- Rurociąg „Przyjaźń” liczy ponad 40, z kolei rurociąg „Pomorski” w tym roku będzie miał równe 30 lat. Czy oba zestarzały się na tyle, że wymagają bardzo gruntowych remontów czy też bieżące jeszcze wystarczają?
Największy niepokój budzi pierwsza nitka wybudowana przeszło 40 lat temu. Jej stan techniczny wymaga natychmiastowych działań, chociaż do tej pory nie mieliśmy większych awarii na tym rurociągu. Niemniej aby zapewnić stabilne dostawy, budujemy teraz trzecią nitkę rurociągu „Przyjaźń”, co pozwoli nam zwiększyć zdolności przesyłowe na odcinku wschodnim do 65 mln t rocznie. Chcemy pierwszą nitkę uwolnić od transportu topy i przeznaczyć ją do transportu produktów, oczywiście po pewnych remontach przy niższych parametrach ciśnień. Planujemy wykorzystać ją do przesyłu produktów, zwłaszcza w rejon Warszawy, gdyż doprowadzający do aglomeracji warszawskiej paliwo rurociąg produktowy jest wykorzystywany w 100%. Zapotrzebowanie kontrahentów jest większe niż zdolność przesyłowa istniejącego rurociągu produktowego. Trzecią nitkę rurociągu „Przyjaźń” będziemy oddawać do użytku tzw. loopingami. Są to krótkie odcinki rurociągów, które w miarę włączania do eksploatacji stopniowo będą powiększały przepustowość odcinka. Pierwsze loopingi powinny być oddane jeszcze w tym roku. Po oddaniu do użytku wszystkich utworzona zostanie trzecia nitka rurociągu „Przyjaźń”.

- Czy te inwestycje nie są aby po to, by storpedować włączenie rurociągów produktowych do spółki Naftobazy, na bazie której ma powstać tzw. Niezależny Operator Logistyczny?
Bierzemy udział w pracach zespołu, który analizuje strukturę tzw. NOL-a. W równym stopniu jesteśmy zainteresowani przesyłem produktów ropopochodnych, jak i przesyłem ropy naftowej. Przedłużenie rurociągu Odessa-Brody powinno zakończyć się w ok. 2009 r., ale nasza strategia wybiega znacznie dalej. Przesył paliw rurociągami jest najbardziej ekologiczną i najbardziej opłacalną formą transportu, dlatego niezależnie od tego, jaką strukturę przyjmie NOL, pozostaniemy uczestnikiem tego rynku i będziemy zainteresowani rozwojem tej infrastruktury. Zarówno wówczas, kiedy będziemy właścicielami tych rurociągów, jak wtedy, gdy rurociągi produktowe wejdą w skład innego podmiotu, którego będziemy udziałowcem.
Chcę od razu podkreślić, że musi być to silny podmiot. Warto więc zadać pytanie, czy powstanie struktura niezależna, gdy rurociągi produktowe zostaną wyodrębnione z PERN-u i połączone z Naftobazami? Przeciwnie, będzie to struktura bardzo zależna od PKN Orlen. Pokazały to już pierwsze symulacje, według których gdyby sprywatyzować taką strukturę, a Orlen zmniejszyłby wykorzystanie rurociągów produktowych przez pół roku o np. 40%, to wkrótce mógłby ją przejąć jako bankruta, za bezcen. Natomiast gdy operator logistyczny oprze się o taki podmiot, jakim jest PERN, a pełnimy teraz rolę operatora tych rurociągów, to uzyska gwarancję niezależności od producentów. Dodatkowo zwróćmy uwagę na to, jak przebiegają procesy inwestycyjne - większość systemów nadzoru, telekomunikacji i automatyki rurociągów produktowych i ropnych to systemy połączone. Ponadto, jak dowodzą nasze plany w przypadku pierwszej nitki, istnieje możliwość zamienności w niektórych przypadkach funkcjonowania tego rurociągu, a zatem o tym, jakie medium będzie płynęło wewnątrz rury, właściwie decyduje operator. Uważamy również, że należy komasować strukturę magazynowania. W tej chwili PERN zajmuje się magazynowaniem ropy naftowej, posiadamy prawie 3 mln m sześc. pojemności magazynowych, lecz przyszły rozwój Naftoportu wymaga tego, by skupić sprawy magazynowania i transportu produktów w jednym ręku. Koszty automatyki, nadzoru i telekomunikacji, jak i prowadzenia nowych inwestycji, są w tej sytuacji o wiele niższe niż w rozdzielonych strukturach. Obserwacje i doświadczenia zza granicy pokazują, że należy tworzyć mocnych operatorów, nawet wtedy, gdy działają one w ramach monopolu naturalnego. Jednostkowe koszty są wtedy mniejsze. Uważam, że wszystkie te aspekty należy brać pod uwagę podejmując decyzje o kształcie sektora naftowego w przyszłości.

- Czy jednak utworzenie trzeciej, niezależnej spółki, w skład której weszłyby rurociągu PERN-u oraz bazy Naftobaz nie byłoby pewnym kompromisem?
Każda z tych koncepcji ma swoje wady i zalety, dlatego nie można jednoznacznie powiedzieć, która jest lepsza, a która gorsza. Przedstawiłem istotne aspekty, które należy wziąć pod uwagę, przede wszystkim potrzebę zachowania niezależności przez operatora logistycznego.

- Jednak Naftobazy zapewniają, że nie są już tak bardzo jak dawniej zależne od PKN Orlen, gdyż pozyskały nowych klientów, głównie importerów paliw zza wschodniej granicy, znacząco wzrosły też przeładunki dla Grupy Lotos. Poza tym mają pomysł na rozbudowę połączeń rurociągowych z systemami krajów ościennych, co umożliwiłoby rzeczywiste otwarcie rynku i wdrożenie zasady TPA. Przecież PERN od lat nie wybudował żadnego nowego połączenia rurociągowego.
Koncepcje uruchomienia połączeń transgranicznych są zbieżne i dla Naftobaz, i dla PERN-u, i dla Nafty Polskiej. Wspólnie z Naftą Polską i z ministerstwami gospodarki oraz skarbu, w ramach opracowania polityki energetycznej oraz w ramach strategii sektora naftowego przedstawiamy warianty rozwoju tego rynku. Mówiłem już o strukturze organizacyjnej i o zagrożeniach z nią związanych. Niezależnie od opcji, przy obecnej wartości rurociągów produktowych, sięgającej prawie 1 mld zł, będziemy udziałowcem znaczącym, o ile nie większościowym takiej struktury. I PERN zawsze będzie ponosił odpowiedzialność za jej funkcjonowanie.

- Czy rurociąg bez bazy przeładunkowej jest coś wart?
Nie chcę wypowiadać się o stanie krajowych baz, ale zapewniam, że żadnym problemem jest zbudowanie bazy przeładunkowo-magazynowej. Zresztą wystarczy ocenić poziom techniczny istniejących baz Naftobaz, by stwierdzić, że trzeba sporo zainwestować w ich strukturę. Natomiast na pewno wspólne inwestycje zmniejszyłyby koszty jednostkowe.

- Obowiązujący program rządowy zakłada rozdzielenie logistyki produktowej (paliw) od surowcowej (ropy naftowej). Pan nie chce takiego rozdzielenia?
Powstały już analizy korzyści i kosztów. W strategii dla przemysłu naftowego rzeczywiście zapisano, że oba obszary logistyki mają zostać rozdzielone, a logistyka produktowa zostanie sprywatyzowana. Sądzę jednak, że prace, które są teraz prowadzone w ramach zespołów roboczych pokazują, że rozwiązania te mają istotne wady. Działając w strukturze PERN-u operator logistyczny ma gwarancję niezależności.

- Jednak rurociągi produktowe są dziś słabo wykorzystywane, zasada TPA nie funkcjonuje.
Średnia wykorzystania zdolności przesyłowych wynosi 63%, a na kierunku warszawskim - 100%. Wszystkim kontrahentom oferuję możliwość podpisania umowy na świadczenie usługi przesyłu. Warto jednak zaznaczyć, że wykorzystanie rurociągów produktowych z roku na rok rośnie. Jeszcze w 1997 r. za ich pośrednictwem transportowaliśmy 2,7 mln t produktów, obecnie rurociągami produktowymi tłoczymy prawie 5 mln t paliw rocznie. Transport rurociągowy jest opłacalny wtedy, gdy tłoczy się nim odpowiednio dużą ilość paliw. Warto zaznaczyć, że w przypadku nowych inwestycji ich koszty znacznie obniżają inwestycje równoległe. W momencie, kiedy będziemy decydowali o inwestycji w rurociąg „Pomorski”, położymy równolegle w procesie inwestycyjnym rurociąg produktowy.

- Czy obie rafinerie się już porozumiały? Bo chyba nie podejmiecie się tej inwestycji bez kontraktów gwarantujących wykorzystanie nowej rury?
Żaden zarząd, obojętnie czy Naftobaz, czy PERN-u nie podejmie decyzji o inwestycji wartej sto kilkadziesiąt milionów złotych bez wcześniejszego podpisania kontraktów na wykorzystanie tych rurociągów.

- Czy powstanie rurociąg produktowy z Boronowa do Trzebini? Prezes Rafinerii Trzebinia SA zarzucając PERN-owi opieszałość zapewnia, że go zbuduje z wami lub bez was. Rafineria gotowa jest, jak deklaruje jej prezes, samodzielnie sfinansować tę inwestycję, zaś PERN będzie tylko operatorem, jak w przypadku rury Orlenu do Ostrowa Wlkp.
Jesteśmy w trakcie rozmów, ale tutaj występuje problem, o którym mówiłem wcześniej, to znaczy jak będzie wyglądało wykorzystanie tego rurociągu. Bo rzecz nie rozbija się o pieniądze, jako że jesteśmy firmą o dużej zdolności kredytowej i nie mamy problemów z kredytami na inwestycje, natomiast jest problem z kontraktami. Jeżeli zamkniemy proces kontraktowy, to przystąpimy do położenia tej rury nie tylko do Trzebini, ale może także do Radzionkowa. Przygotowania są tak daleko zaawansowane, że rozpoczęcie procesu inwestycyjnego jest możliwe jeszcze w tym roku.

- Obecnie obowiązująca ustawa o zapasach obowiązkowych zezwala na trzymanie do 80% zapasów w ropie naftowej. Było to korzystne m.in. dla PERN-u, który rozbudował swoje pojemności magazynowe. Jednak od 2008 r. ma nastąpić zmiana tych proporcji, polegająca na zmniejszeniu udziału ropy w zapasach na korzyść produktów naftowych (preferowany wariant to 50:50). Czy zatem za niecałe trzy lata, kiedy ustawa wejdzie w życie, nie będą Państwo zmuszeni utrzymywać pustych zbiorników, gdyż znacznie spadnie ich wykorzystanie pod zapasy obowiązkowe?
Jeszcze z okresu, gdy pracowałem w Ministerstwie Gospodarki nad ustawą o zapasach paliw wiem, że jest gotowy projekt ustawy o organizacji zapasów paliw. Chodzi o to, żeby powstała w Polsce organizacja zajmująca się rezerwami ropy i produktów naftowych – ich magazynowaniem, przechowywaniem, ale też i uwalnianiem. Brak takiej organizacji to jedna z przeszkód naszej akcesji do Międzynarodowej Unii Energetycznej. Oczywiście, główny problem dotyczy wielkości zapasów, lecz także wymagają określenia sposoby ich uwalniania. Według mnie trzeba jeszcze raz przeanalizować zagrożenia dla bezpieczeństwa kraju pod kątem zaopatrzenia w paliwa płynne. Takie analizy są obecnie wykonywane. Mają przynieść odpowiedź na pytanie, czy bardziej realne jest przerwanie dostaw ropy naftowej czy raczej równoległa awaria obu naszych rafinerii, które przestaną przerabiać ropę. Biorąc pod uwagę położenie geopolityczne Polski sądzę, że jednak należałoby się skupić w większym stopniu na zapasach ropy naftowej. Polska jest otoczona rafineriami i możliwość jednoczesnego wystąpienia awarii we wszystkich rafineriach jest znikoma. Pominąwszy rezerwową drogę poprzez Naftoport czy projektowaną drogę przesyłu ropy korytarzem Odessa-Brody-Płock-Gdańsk, ryzyko wystąpienia przerw w dostawach ropy naftowej jest jednak większe. Natomiast nasze zbiorniki na ropę wykorzystywane są nie tylko do celów magazynowania rezerw strategicznych, ale do tzw. celów operacyjnych. Przy dużych rezerwach możemy sobie pozwolić na przerwy w tłoczeniu, na remonty, na prace eksploatacyjne. Gdyby nie te zbiorniki, ciągłe tłoczenie byłoby znacznym obciążeniem dla systemu.

- W jaki sposób pozyskują Państwo klientów? Orlen wykorzystuje magazyny w kawernach solnych w IKS Solino, zaś głównym kryterium, jakim kieruje się Agencja Rezerw Materiałowych jest cena usługi, a pod tym względem bazy powojskowe są nie do pokonania.
Agencja Rezerw Materiałowych organizuje przetargi, w których występujemy z naszą ofertą cenową. Czasami jest ona brana pod uwagę i wygrywamy przetargi, czasami nie. Rynek usług magazynowych jest rynkiem otwartym.

- Weszli Państwo w jeszcze jedną dziedzinę, poniekąd nie całkiem zbieżną z działalnością podstawową operatora surowcowego, a mianowicie telekomunikację. Czy chodzi tylko o wykorzystanie światłowodów położonych wzdłuż rurociągów czy też będą Państwo szerzej rozwijać tę działalność?
Utworzyliśmy spółkę Tele-PERN, której jesteśmy 100% właścicielem. Chcemy, aby światłowody były wykorzystywane w znacznym stopniu na potrzeby komercyjne. Tele-PERN bardzo dynamicznie się rozwija i świadczy już usługi nawet dla połączeń międzynarodowych. Zostały zamknięte pętle łączności: Szwecja-Polska-Niemcy; planujemy również uruchomienie innych korytarzy telekomunikacyjnych. Do celów komercyjnych będzie na pewno wykorzystywany światłowód towarzyszący rurociągowi z Odessy i Brodów do Płocka. Myślimy również o łączności na potrzeby grupy kapitałowej.

- Czy ta działalność przynosi zysk?
Spółka osiąga już znaczące przychody, ale jeszcze nie działa z zyskiem. W dalszym ciągu jest na etapie rozwoju.

- Jaki jest prognozowany wynik za 2005 r. dla całego przedsiębiorstwa?
W tym roku będzie on niższy niż w ubiegłym, rekordowym pod względem wielkości przychodów. Składa się na to kilka przyczyn. Po pierwsze, proces inwestycyjny prowadzimy w oparciu o kredyty, które musimy zacząć spłacać. Po drugie, większość naszych przychodów realizowana jest w walutach obcych. Spadek wartości dolara i euro w stosunku do złotówki odbija się niekorzystnie na naszych przychodach. I po trzecie, bardzo wzrosły stawki podatków lokalnych, zwłaszcza w rejonach, gdzie znajdują się nasze rurociągi. Dążymy jednak do tego, by wykorzystywać rurociągi - zarówno ropne, jak i produktowe - w maksymalnym stopniu. I to się nam udaje, z roku na rok ich wykorzystanie jest coraz większe.

- Czy wobec spadku przychodów PERN planuje nowe inwestycje w najbliższym czasie, oczywiście oprócz budowania loopingów na odcinku wschodnim rurociągu „Przyjaźń”?
Dostrzegamy wiele obszarów wspólnych dla operatora systemu ropnego i gazowego. Prowadzimy rozmowy z sektorem gazowym na temat zbudowania terminalu gazu skroplonego LNG w Naftoporcie. Rynek gazu dosyć dynamicznie się rozwija – obserwujemy, co się dzieje w tym zakresie jeśli chodzi o inwestycje EuRoPol Gazu, śledzimy działania dotyczące dywersyfikacji dostaw gazu do Polski. Zdolności przeładunkowe Naftoportu znacznie przekraczają zapotrzebowanie Polski, jako że terminal jest przygotowany do przeładunku w Porcie Gdańskim 33 mln t ropy naftowej i jej produktów rocznie. Istniejące możliwości tego terminalu chcielibyśmy wykorzystać w obszarze gazu, tak by móc sprowadzać go do Polski w postaci skroplonej. Według nas są duże perspektywy w tym obszarze ze względu na rosnące ceny gazu, a zarazem malejące koszty całej operacji technologicznej skroplenia i degazyfikacji. Stosowane dziś technologie są bardzo obiecujące i wydaje się, że w pewnych obszarach ten gaz może być konkurencyjny cenowo w stosunku do cen gazu przesyłanego gazociągiem jamalskim. Terminal LNG w Naftoporcie będzie stanowił również pewną rezerwę dla Polski i gwarantował bezpieczeństwo energetyczne Polski pod kątem zaopatrzenia w gaz. Byłem dyrektorem departamentu bezpieczeństwa energetycznego MGiP, kiedy 18 i 19 lutego 2004 r. Gazprom wstrzymał dostawy gazu dla Białorusi, płynącego nie tylko gazociągami białoruskimi, ale także tranzytowym gazociągiem jamalskim. W efekcie gaz przestał docierać do Polski oraz Niemiec. Przeżyliśmy wtedy trudne chwile, a pamięć o tym wydarzeniu pozostała. Nie mam wątpliwości, że trzeba działać w takim kierunku, aby producenci nawozów, zakłady chemiczne i firmy innych branż nie znalazły się już więcej w sytuacji konieczności ograniczenia lub nawet wstrzymania produkcji.

- Instalacje LNG powstałyby w ramach infrastruktury Naftoportu czy też jako zupełnie nowy terminal, w sąsiedztwie Naftoportu?
To jeszcze wymaga analiz z zakresu bezpieczeństwa. Raczej skłaniamy się do wykorzystania istniejących struktur Naftoportu do przesyłu skroplonego gazu.

- Jak Pan, jeszcze do niedawna wysoki urzędnik państwowy, ocenia poziom bezpieczeństwa energetycznego kraju?
Wraz ze spółką Naftoport zorganizowaliśmy w Gdańsku w dniach 8-9 lipca konferencję pt. „Jak zagwarantować Polsce bezpieczeństwo energetyczne?”. Podzieliliśmy ją na dwa obszary tematyczne: bezpieczeństwo energetyczne z punktu widzenia politycznego i z punktu widzenia biznesowego. Uczestnicy konferencji, zarówno politycy, jak i biznesmeni, byli zgodni co do tego, iż w obu tych obszarach dynamicznie zmieniają się warunki polityczne, np. relacje Polska-Białoruś, Polska-Rosja w ostatnim okresie znacząco się zmieniły, i to nie na lepsze, lecz raczej na gorsze z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego. Pojawił się też kolejny czynnik ryzyka, jakim jest terroryzm, który w wielu krajach sięga również dróg transportu ropy naftowych, co także w Polsce musimy brać pod uwagę. Zapewnienie stuprocentowego bezpieczeństwa nie jest możliwe. Możemy jedynie starć się minimalizować czynniki ryzyka. Dywersyfikacja kierunków dostaw, wielkość zapasów - to obszary, w których Polska podejmuje takie działania. Trzeba jednak pamiętać, że pociąga to za sobą również koszty. Proces akcesyjny Polski do UE, w tym osiągnięcie 90-dniowych zapasów paliw, to jeden z elementów tych kosztów, mający wpływ na gospodarkę. Słowem, wszystkie czynniki ryzyka są ze sobą połączone i ulegają szybkim zmianom. Dlatego muszą być analizowane na bieżąco.

- Jednak inwestycje w sektorze naftowym są długofalowe i bardzo kapitałochłonne. Kolejne ekipy rządzące zamiast polityki kontynuacji, realizują własne koncepcje, czego najlepszym przykładem jest zerwanie kontraktu na budowę gazociągu łączącego Polskę ze złożami norweskimi po objęciu władzy prze ekipę Leszka Millera. Czy nie jest tak, że polska polityka energetyczna zmienia się od wyborów do wyborów?
Punkt widzenia na bezpieczeństwo energetyczne powinien być niezależne od opcji politycznej, a jedynie od dynamicznie zmieniających się warunków geopolitycznych i rynkowych na świecie. I na te zjawiska trzeba reagować. Każdy rząd, niezależnie od tego, z jakiej opcji się wywodzi, jest odpowiedzialny za bezpieczeństwo energetyczne kraju. Jednym ze sposobów zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego jest wzrost wydobycia z krajowych złóż. Nasze zdolności w zakresie ropy naftowej są stosunkowo niewielkie. Być może są jeszcze pokłady, zalegające bardzo głęboko, których eksploatacja przy wysokiej cenie ropy będzie opłacalna. Na pewno znacznie większe możliwości mamy w dziedzinie gazu ziemnego: oparcie się na rodzimych źródłach może zaspokoić nawet do 40% polskiego zapotrzebowania.

- Czy Pańskim zdaniem zamiar poprowadzenie przez Gazprom gazociągu dnem Bałtyku osłabi bezpieczeństwo energetyczne Polski?
Gdyby ta inwestycje biegła przez terytorium Polski, przyczyniłaby się do podniesienia bezpieczeństwa energetycznego naszego kraju. Tranzyt gazu poprawia poziom bezpieczeństwa - jestem o tym przekonany. Rurociąg biegnący pod Bałtykiem niewątpliwie jest projektem konkurencyjnym w stosunku do drugiej nitki gazociągu jamalskiego, a także do projektu tranzytowego gazociągu Amber, który mógłby zwiększyć bezpieczeństwo energetyczne nie tylko Polski, ale również Litwy i Łotwy. Być może w dłuższej perspektywie również i te projekty będą realizowane, nie rozumiemy jednak dlaczego przyjęto inną kolejność, czyli najpierw ma być budowany tzw. gazociąg północny. Z wykonywanych przez nas analiz wynika, że jest to inwestycja pięciokrotnie droższa niż zbudowanie drugiej nitki gazociągu jamalskiego. To może dziwić, ponieważ obie koncepcje zmierzają w tym samym kierunku, tj. mają zapewnić dostawy gazu do Europy Zachodniej. Jeżeli opłaca się budowa gazociągu pod dnem Bałtyku, to tym bardziej jest opłacalna budowa drugiej nitki gazociągu jamalskiego, szczególnie że większość infrastruktury jest już gotowa. Jesteśmy Polakami, oceniamy polskie bezpieczeństwo energetyczne i rozwojem inwestycji służących bezpieczeństwu naszego państwa powinniśmy być zainteresowani.

- Dziękuję za rozmowę.

Dokończenie znajdziesz w wydaniu papierowym. Zamów prenumeratę miesięcznika ENERGIA GIGAWAT w cenie 108 zł za cały rok, 54 zł - za pół roku lub 27 zł - za kwartał. Możesz skorzystać z formularza, który znajdziesz tutaj

Zamów prenumeratę