Paweł Grządko, BWS: Zanim rozpocznie się wydobycie w projekcie Wolin mogą minąć lata

Rozmowa z Pawłem Grządko, Blue Water Shipping.

Paweł Grządko jest agentem morskim obsługującym m.in platformę poszukiwawczą Noble Resolve, której używano w odwiertach przy wyspie Wolin.

Załóżmy, że firma wydobywcza ma koncesję, dokumentację i środki na poszukiwania ropy i gazu. Ile czasu potrzeba, aby dostarczyć platformę wiertniczą, taką jak Noble Resolve, na miejsce, np. na wody przy wyspie Wolin.

- Przygotowanie projektu przy wyspie Wolin zajęło nam około sześciu miesięcy, ale większość dokumentacji, w tym zezwoleń z ministerstwa, przygotowała firma, posiadająca koncesję. Jako Blue Water Shipping skupiliśmy się na sprowadzeniu i postawieniu jack-upa. Współpraca z Urzędem Morskim, szczególnie z jego kierownictwem, była kluczowa, merytoryczna i trwała nie dłużej niż pół roku, to poszło naprawdę sprawnie. A był to pierwszy taki projekt na polskich wodach terytorialnych, w Zatoce Pomorskiej, więc wymagał przetarcia szlaków.

Dużo czasu poświęciliśmy natomiast również na rozmowy z Krajową Administracją Skarbową, ponieważ platforma Noble Resolve, jest zarejestrowana pod flagą Wysp Marshalla, więc pochodziła spoza UE. Pojawiły się rozbieżności w interpretacji przepisów celnych. Na przykład w Danii platformy wiertnicze traktuje się jako statki, co upraszcza odprawy celne. Ale sprawa nie jest oczywista. Europejski Trybunał Sprawiedliwości uznał takie platformy za urządzenia do wydobycia, nie jako statki, co wpłynęło na procedury w Polsce na proces decyzyjny. 

Tak czy inaczej, od strony agencji morskiej, przygotowanie projektu zajmuje minimum sześć miesięcy przy współpracy z Urzędem Morskim, kapitanatem portu, Krajową Administracją Skarbową i Strażą Graniczną. Kolejne projekty będą szybciej realizowane dzięki temu, że w pewnym sensie mamy przetarty szlak, a urzędnicy państwowi nabrali doświadczenia w procedowaniu precedensowego projektu.

Mobilizacja platformy, czyli jej przygotowanie techniczne i logistyczne pod potrzeby tego projektu, odbywała się w porcie Esbjerg w Danii, zajęła ok. 3 miesięcy.

- Jak obecnie wygląda proces rezerwacji platformy wiertniczej? 

- Nie ma formalnej giełdy platform wiertniczych, gdzie jednym kliknięciem się je zamawia. Jako Blue Water Shipping, znamy rynek i operatorów, co pozwala nam identyfikować dostępne jednostki. W przypadku projektu Wolin, to CEP wybrał platformę Noble Resolve. Ale jaka jest sytuacja na rynku, jak ogromne jest zapotrzebowania na platformy pokazuje  zapotrzebowanie jakie realizujemy globalnie, szczególnie na Morzu Karaibskim oraz w Ameryce Południowej. Przykładowo w tym roku nasz oddział w Trynidadzie Tobago, który jest niewielką wyspą informuje, że odprawi się na wyspie kilka tysięcy statków (uwzględniając jednostki CTV/PSV). Nasz oddział w Surinamie zatrudnia dodatkowo prawie 100 osób w związku z nowymi projektami. Nasze projekty w Gujanie również osiągają rekordy. W Afryce, Blue Water Shipping buduje nowy oddział Nambii w związku z zapotrzebowaniem na usługi logistyczne w tym sektorze. Warto podkreślić, że platforma NOBLE RESOLVE po zakończeniu prac w Polsce, została natychmiast zmobilizowana do kolejnego projektu. Nie obserwujemy na tym rynku żadnych przestojów jednostek głównych. 

- Czy proces poszukiwań w okolicach wyspy Wolin charakteryzował się czymś szczególnym?

- To na pewno ogromny sukces firmy CEP, która posiada koncesję na wydobycie i sprawnie przeprowadziła cały proces poszukiwań na morzu, ale istnienie złóż węglowodorów np. na lądzie w tym rejonie było znane od dawna. Dla przykładu, do dzisiaj prowadzone jest wydobycie gazu w okolicach Kamienia Pomorskiego, np. na wyspie Chrząszczewskiej, ale to są oczywiście wartości minimalne w porównaniu do sukcesu firmy CEP. 

- Czy macie już zamówienia na kolejne prace platformy w tym miejscu, tym razem w kontekście wydobycia?

- To nie jest takie proste i nie pójdzie tak szybko. Bazując na naszych doświadczeniach przy realizacji projektów globalnie oraz mając na uwadze proces decyzyjny w Polsce, wydanie decyzji o wydobyciu węglowodorów to proces trwający kilka lat, więc w ciągu najbliższych dwóch lat nie przewidujemy nowych projektów i działań w tym miejscu. CEP potwierdził odkrycie złóż gazu, oszacowano je teraz, ale proszę mieć na uwadze, że decyzja o wydobyciu zależy od biznesowej opłacalności całego projektu i jego uwarunkowań technicznych. A to tylko jeden element, który jest brany pod uwagę przy tego typu projektach. Merytoryczne decyzje zapadną po głębszej analizie. Przy każdym analogicznym projekcie jaki realizujemy, symultanicznie prowadzone są rozmowy o sposobie transportu węglowodorów na ląd. Są na rynku jednostki FPSO jako pierwsze rozwiązanie logistyczne dla projektów oddalonych od lądu (dla przykładu mobilizujemy FPSO w stoczniach w Chinach oraz w Singapurze), ale w przypadku bliskich realizacji od lądu, obsługujemy logistkę wokół rurociągów. I takiej można będzie spodziewać się w Polsce nie tylko dla projektu CEP.

- To z oil & gas przejdźmy do offshore wind. Jak oceniacie rozwój rynku usług w kontekście energetyki wiatrowej?

- Widzimy ogromny potencjał w polskim rynku offshore. Blue Water Shipping zainwestowało w Polsce, zatrudniając w swoich polskich oddziałach ponad 300 osób. Projekty wiatrowe, jak choćby Baltic Power, rozwijają się dynamicznie. Port instalacyjny w Gdańsku ma być wkrótce ukończony, mamy już też terminal w Świnoujściu. Widać, że na rynku bardzo dużo się dzieje zwłaszcza od strony portowej, wszyscy znamy inwestycje związane z budową fabryk pod produkcje elementów turbin offshore. Blue Water Shipping z sukcesem prowadzi operacje portowe, agencyjne i logistyczne dla największej inwestycji firmy VESTAS, zlokalizowanej w Szczecinie. O pozostałych, przyszłych projektach nie mogę wypowiadać się ze względu na poufność.

- Ale w Europie mamy moment niepewności. Francja chce weryfikować inwestycje w OZE, Norwegia ogranicza projekty offshore. To nie jest zagrożenie dla polskich projektów?

- Zacznijmy od tego, że Bałtyk, dzięki swojej płytkości, ma niższe koszty instalacyjne niż Morze Północne. To już pozwala inaczej oceniać inwestycje w naszym kraju, Ale nie zapominajmy o jeszcze jednej kwestii, wręcz kluczowej. Transformacja energetyczna w Polsce jest konieczna ze względu na rosnące ceny energii w Polsce przede wszystkim dla przedsiębiorstw, które nie są schronione w tym samym stopniu co odbiorcy indywidualni, czy proces odchodzenia od węgla. Każde państwo ma swoją specyfikę. We Francji można dyskutować o weryfikacji projektów OZE, jak jest dużo taniej czystej energii z atomu. Skandynawia też jest w specyficznej sytuacji, w Norwegii ogromnym źródłem energii są hydroelektrownie. Polska nie ma takich możliwości jak Francja czy Norwegia. Więc to podejście do offshore jest inne, to pewnego typu konieczność. W wyniku wieloletnich zaniedbań w energetyce pojawiła się szansa, by dzięki innowacjom dogonić kraje zachodnie w tym sektorze. Zatem, choć niektóre państwa w Europie wycofują się z offshore z powodu kosztów, w Polsce projekty są kontynuowane. Inwestują zarówno spółki Skarbu Państwa jak i inwestorzy prywatni.

- Coraz więcej mówi się o budowie polskich łańcuchów dostaw. Czy polski rynek stoczniowy ma potencjał do budowy platform wiertniczych, np. jack-upów?

- Polski rynek stoczniowy ma duże możliwości, a polscy inżynierowie pracują przy takich projektach na całym świecie i są cenieni. I to nie tylko teoria, to praktyka. Przykład pierwszy z brzegu - w stoczni "Remontowa" w Gdańsku z sukcesem mobilizowaliśmy jednostki offshore dla greckiego armatora. Przez rok udało się w Gdańsku przygotować 4 projekty do zadań w zakresie offshore. Ten proces zakończył się pełnym sukcesem.

Natomiast w zakresie produkcji statków wyzwaniem może być cena stali. W Azji jest ona znacznie niższa. Nie chcę też przesądzać czy w polskich stoczniach mają powstać jack-upy czy inne jednostki na potrzeby offshore, np. kablowce, bo w tej branży zapotrzebowanie jest ogromne i bardzo zróżnicowane. Nie ulega jednak wątpliwości, że potencjał stoczniowy jest. Więc ten lokal content powinien się wyraźnie zwiększać.

Po drugie, oprócz budowy statków, to co na pewno interesuje polskie stocznie to obowiązkowe remonty oraz przede wszystkim mobilizacje jednostek morskich. To są standardowe przygotowania, cykliczne, które uwzględniają prace serwisowe jak i produkcyjne. Jeżeli mamy zagwarantowane projekty na południowym Bałtyku, to jesteśmy w stanie przewidzieć potrzeby Armatorów pracujących w tym rejonie.

- Czego głównie brakuje w portach i stoczniach z Pana punktu widzenia?

-Inwestycji w infrastrukturę, szczególnie zwiększonej nośności nabrzeży, dostępność dużych suwnic portowych, dźwigów, brak dalszego pogłębiania torów podejściowych do nabrzeży oraz samych nabrzeży, w następstwie czego mamy analizy nawigacyjne wykluczające możliwość zacumowania dużych jednostek offshore. Na przykład w Szczecinie są poważne ograniczenia, związane  z głębokością nabrzeży. Mamy tam bardzo przydatną suwnicę o nośności ponad 400 ton, ale jednostka, która może do niej podpłynąć nie może przekraczać 85 metrów i 3,5 m zanurzenia. Takie sytuacje bardzo mocno zwiększają koszty logistyki. Nośność oraz zanurzenia wielu nabrzeży jest niedostosowana do potrzeb. Wszystkie te sytuacje powodują, że koszty operacji logistycznych znacząco rosną. Tak, jak kiedyś zakładano, że koszty logistyki przy projektach to ok. 5-7% wartości projektu, to jeśli realizujemy teraz ogromne prace na rzecz offshore, to w niektórych sytuacjach te koszty rosną nawet powyżej  20%. Klienci zwracają niesamowita uwagę nie tylko na koszty produkcji ale i logistyki zgodnie z powyższym przykładem. Inwestycje w infrastrukturę portową wokół stoczni zlokalizowanych w polskich portach powinny być kolejnym priorytetem. Więc bardzo doceniam, ile w ostatnich latach wydarzyło się w Szczecinie pod względem pogłębiania torów podejściowych, jest znacznie lepiej niż było. Ale potrzebne są dalsze inwestycje, by z efektów dotychczasowych prac korzystać w całym porcie.