Aramco sprzedaje udziały w Orlenie
Saudi Aramco rozważa, czy utrzymać całość biznesu paliwowego zbudowanego w Polsce cztery lata temu. Jak podała 23 października „Rzeczpospolita”, powołując się na źródła branżowe, JPMorgan Chase sonduje zainteresowanie potencjalnych nabywców polskich aktywów Aramco. Na krótkiej liście mają znajdować się trzy firmy.
Decyzja jeszcze nie zapadła. Za bardziej prawdopodobną niż całkowite wycofanie się z Polski uznaje się sprzedaż spółki zajmującej się hurtowym handlem paliwami – Aramco Fuels Poland. Rozważana jest również sprzedaż 30 proc. udziałów w rafinerii w Gdańsku. Aramco weighs its Polish busine…
Przegląd aktywów odbywa się w czasie, gdy Arabia Saudyjska przeznacza znaczne środki na szlaki zapewniające ciągłość transportu jej ropy. Wojna z Iranem przez większą część tego roku zakłócała żeglugę przez cieśninę Ormuz. Królestwo oparło się na ropociągu Wschód-Zachód, który transportuje surowiec na odległość 1200 km z Prowincji Wschodniej do portu Janbu nad Morzem Czerwonym. Podczas kongresu WPC Energy w Rijadzie 12 października minister energii, książę Abdulaziz bin Salman, zapowiedział zwiększenie przepustowości ropociągu, wynoszącej obecnie 7 mln baryłek dziennie. Ma to nastąpić dzięki modernizacji stacji pomp oraz przystosowaniu gazociągu do transportu ropy. – W ciągu najbliższych dwóch-trzech lat możemy osiągnąć 10 mln baryłek dziennie – powiedział.
Minister stwierdził, że inwestycja w ropociąg zwróciła się podczas kryzysu z nawiązką. Według stanu na 6 października przesyłano nim 5,8 mln baryłek dziennie. Wcześniej wrześniowy atak dronów wyłączył go z użytku na kilka tygodni.
Ropociąg nadal pozostaje celem ataków. 24 października 2026 r. jemeńscy Huti oświadczyli, że zaatakowali obiekt Aramco w Janbu, rafinerię w Rabigh, stacje pomp ropy naftowej i sam ropociąg Wschód-Zachód, a także lotniska w Rijadzie i Dammam. Koalicja pod przewodnictwem Arabii Saudyjskiej poinformowała o zestrzeleniu dwóch pocisków. Nie było jasne, czy którykolwiek z ataków dosięgnął celu. Trzy dni wcześniej Aramco nakazało ewakuację pracownikom pozostającym w centrali w Dhahran po wcześniejszym ataku Hutich na ten obiekt. Aramco weighs its Polish busine…
Aramco weszło na polski rynek w ramach realizacji środków zaradczych wymaganych przez Komisję Europejską przy fuzji Orlenu z Lotosem. W listopadzie 2022 r. sfinalizowało trzy transakcje: zakup 30 proc. udziałów w rafinerii w Gdańsku, przerabiającej 210 tys. baryłek ropy dziennie, hurtowego biznesu paliwowego Lotosu, działającego obecnie jako Aramco Fuels Poland, oraz połowy udziałów we wspólnym przedsięwzięciu z BP w segmencie paliw lotniczych. Wyjściowa cena pakietu udziałów w rafinerii wynosiła 1,15 mld zł i podlegała korekcie uwzględniającej zadłużenie. Za biznes hurtowy zapłacono co najmniej 1 mld zł. W 2025 r. jego przychody wyniosły 18,2 mld zł.
Równolegle z tymi zakupami Aramco podpisało kontrakt na dostawy około 45 proc. ropy potrzebnej rafineriom Orlenu w Polsce, Czechach i na Litwie. Arabia Saudyjska zastąpiła Rosję jako największy dostawca koncernu. Saudyjska ropa stanowi dziś ponad połowę polskiego importu tego surowca.
Aktywa kupiono w pakiecie, ale można je sprzedać osobno. Nabywca części hurtowej przejąłby dystrybucję paliw, przy zachowaniu partnerstwa rafineryjnego i kontraktu na dostawy ropy. Z kolei kupujący udziały w rafinerii w Gdańsku – jednej z dwóch dużych rafinerii w kraju – zostałby partnerem Orlenu.
Wojna wystawiła już tę współpracę w zakresie dostaw ropy na próbę. 10 września drony uderzyły w ropociąg Wschód-Zachód, a następnego dnia saudyjskie władze wstrzymały jego pracę. Aramco anulowało dostawy do Europy zaplanowane na koniec września i poinformowało co najmniej dwie europejskie rafinerie, że w październiku nie otrzymają ropy w ramach umów długoterminowych. Orlen, który kupuje od Aramco około 40 proc. przerabianej ropy, nabył w zamian 16 ładunków surowca z Norwegii, Wielkiej Brytanii, Algierii, Kazachstanu, Azerbejdżanu i obu Ameryk.
Niższy PIT, wyższy CIT? Makowski o tym, kto zapłaci za reformę podatkową
Orlen przygotowywał się na taki moment. W sierpniu 2026 r. podpisał z Equinorem trzyletni kontrakt na dostawy ropy ze złoża Johan Sverdrup. Dostawy rozpoczęły się we wrześniu. W zależności od potrzeb Orlenu roczny wolumen może wynosić od blisko 5 mln do ponad 9 mln ton, co odpowiada nawet jednej czwartej rocznego zapotrzebowania grupy. Nowa umowa stanowi kontynuację pierwszego kontraktu z Equinorem, podpisanego w sierpniu 2025 r. i obejmującego ponad 6 mln ton. Jakub Jarosz, dyrektor ds. komunikacji w Equinor Polska, powiedział „Gazecie Finansowej” w październiku 2026 r., że nowy kontrakt zmniejsza zależność Orlenu od Saudi Aramco. Orlen wydobywa również ropę i gaz z własnych złóż w Norwegii.
Ta zmiana wpływa na kalkulacje Aramco dotyczące polskiego rynku. Transakcje z 2022 r. zapewniły koncernowi udziały w rafinerii i sieć dystrybucji paliw, za pośrednictwem której saudyjska ropa mogła trafiać do Europy Środkowej. W miarę jak Orlen kupuje coraz więcej norweskiej ropy, posiadanie polskiego biznesu paliwowego ma dla Aramco mniejszą wartość.
Aramco nadal zależy jednak na rynku dostaw ropy. Od początku października przesył saudyjskiego surowca ropociągiem rośnie, a koncern zaoferował europejskim odbiorcom dodatkowe ładunki na koniec października i listopad. Oczekuje się, że w październiku Orlen załaduje co najmniej cztery ładunki w egipskim terminalu Sidi Kerir, obsługującym przeładunek saudyjskiej ropy nad Morzem Śródziemnym.
Aramco od ponad roku pozyskuje kapitał ze swoich aktywów. W maju spółka zapowiedziała sprzedaż udziałów w instalacjach energetycznych i nieruchomościach, aby pozyskać do 35 mld dolarów na nowy ropociąg i zagospodarowanie nowych złóż. Reuters informował o rozważanych transakcjach o łącznej wartości około 50 mld dolarów. Obejmują one terminale eksportowe ropy warte do 25 mld dolarów, biznes związany z siarką o wartości do 7 mld dolarów oraz kompleks siedziby Aramco w Dhahran, poważnie uszkodzony w ataku z 13 października. Aramco przygotowuje również wprowadzenie swojego biznesu gazowego na giełdę.
Robin Mills, dyrektor generalny firmy doradczej Qamar Energy z Dubaju, wskazał, co stoi za tymi transakcjami. Jak powiedział AGBI, Aramco ma duże ambicje, a jednocześnie „znajduje się pod presją, by utrzymać wypłaty dywidend”. Rząd, państwowy fundusz inwestycyjny i powiązane podmioty posiadają ponad 97 proc. akcji spółki i liczą na wpływy z tych wypłat.
Presja ta nie oznacza jednak, że królestwo znalazło się w trudnej sytuacji finansowej. Międzynarodowy Fundusz Walutowy przewiduje, że gospodarki państw Zatoki skurczą się w tym roku o 4,8 proc., co jest wynikiem zbliżonym do spadku o 4,9 proc. w roku pandemii COVID-19. Arabia Saudyjska radzi sobie lepiej od sąsiadów. MFW prognozuje spadek jej PKB o 3,3 proc., wobec 16,7 proc. w Kuwejcie i 15,6 proc. w Katarze, ponieważ ropociąg pozwolił utrzymać przesył saudyjskiej ropy nad Morze Czerwone.
Finansowe bufory bezpieczeństwa regionu są jednak coraz mniejsze. MFW oczekuje, że nadwyżka na rachunku obrotów bieżących państw Zatoki spadnie z 5 proc. PKB w ubiegłym roku do 1,3 proc., a ich łączny deficyt fiskalny wzrośnie z 0,8 do 2,3 proc. PKB. Średnia cena ropy w tym roku ma wynieść około 96 dolarów za baryłkę. Z perspektywy Rijadu przesunięcie kapitału z polskiej sieci dystrybucji paliw do krajowych ropociągów i stacji pomp łatwo więc uzasadnić.
Część przedstawicieli branży wskazuje na drugi powód: nowe unijne regulacje dotyczące środowiska i ładu korporacyjnego, które zwiększają koszty prowadzenia działalności paliwowej we Wspólnocie. Przepisy te zmieniły się w tym roku. W lutym UE ostatecznie zatwierdziła zmienioną dyrektywę w sprawie należytej staranności. Obejmuje ona obecnie wyłącznie przedsiębiorstwa zatrudniające ponad 5 tys. pracowników i osiągające obroty przekraczające 1,5 mld euro. Znosi wymóg posiadania planu transformacji klimatycznej, ogranicza wysokość kar do 3 proc. obrotów i zacznie obowiązywać w lipcu 2029 r. Aramco weighs its Polish busine…
O te zmiany najintensywniej zabiegał Katar. QatarEnergy odpowiada za 12–14 proc. dostaw LNG do Europy na podstawie długoterminowych kontraktów z koncernami Shell, TotalEnergies i Eni. Minister energii Saad al-Kaabi powiedział „Financial Times” w 2024 r., że wstrzyma sprzedaż do Europy, jeżeli przepisy miałyby kosztować QatarEnergy 5 proc. przychodów.
– Nie będę kierował dostaw do Europy. Nie blefuję – powiedział.
Najwięksi producenci z państw Zatoki układają dziś relacje z Europą na różne sposoby. Abu Zabi kupuje europejskie aktywa przemysłowe. Inwestycyjne ramię ADNOC, XRG, przejęło kontrolę nad niemieckim Covestro w grudniu 2025 r. w transakcji, którą ADNOC wycenia na 14,7 mld euro. W marcu wspólnie z austriackim OMV utworzyło Borouge International – grupę chemiczną z siedzibą w Wiedniu, wycenianą na około 60 mld dolarów. Katar sprzedaje gaz do Europy, działając poza jej granicami.
Aramco kieruje swoją działalność paliwową ku rynkom poza UE. Podczas gdy JPMorgan szuka nabywców w Polsce, koncern negocjuje zakup około 30 proc. udziałów w GüzelEnerji, dystrybutorze paliw należącym do OYAK – funduszu emerytalnego tureckich sił zbrojnych. GüzelEnerji prowadzi ponad tysiąc stacji pod markami TotalEnergies, M Oil i Türk Petrol i zajmuje czwarte miejsce na tureckim rynku. Według tureckich doniesień transakcja może zostać sfinalizowana do końca roku, a nazwa Aramco pojawić się na szyldach stacji. Aramco kupiło również Esmax, dystrybutora paliw w Chile. Aramco weighs its Polish busine…
Sprzedaż udziałów w rafinerii w praktyce wymagałaby zgody Warszawy. Rafineria w Gdańsku znajduje się na rządowej liście spółek objętych ochroną. Nabywca zamierzający przejąć kontrolę lub znaczący pakiet udziałów musi powiadomić ministra odpowiedzialnego za aktywa państwowe, który może zgłosić sprzeciw. Odrębna ustawa z 2010 r. pozwala ministrowi blokować decyzje spółki zagrażające infrastrukturze krytycznej, w tym sprzedaż przedsiębiorstwa.
Orlen również może chcieć mieć wpływ na tę decyzję. Ministerstwo poinformowało, że koncern monitoruje rynki, na których działa, pod kątem bezpieczeństwa dostaw oraz przejęć i partnerstw dopasowanych do posiadanych aktywów. Ministerstwo Energii podało, że nie otrzymało żadnych sygnałów o sprzedaży.
Jihad Azour, dyrektor Departamentu Bliskiego Wschodu i Azji Środkowej MFW, stwierdził, że królestwo jest w stanie udźwignąć te koszty. Przy eksporcie utrzymującym się na poziomie 5–6 mln baryłek dziennie jego „zdolność do przetrwania wstrząsu jest duża” – podkreślił.
Korespondencja ze Stambułu
