Materiał powstał we współpray z ORLEN SA

Wojna, jaką Rosja rozpętała w Ukrainie, skłoniła do pytań o bezpieczeństwo, nie tylko fizyczne, ale też surowcowe i energetyczne. Wiele gospodarek Unii Europejskiej przez dekady uzależniło się od dostaw gazu z Rosji. Wyjątkiem była Polska, która konsekwentnie realizując politykę dywersyfikacji importu i rozwoju własnego wydobycia, była przygotowana na nagłe odcięcie dostaw ze wschodu. Gdy Moskwa na skutek wydarzeń z 2022 r. straciła status głównego eksportera surowców na Stary Kontynent, pojawiło się pytanie, czy uda się zastąpić tak duże dostawy zakupami z innych kierunków. Był to moment, w którym wiele krajów zrewidowało swoje podejście do kwestii energetycznych, starając się w jak największym stopniu zapewnić sobie stabilne i pewne dostawy surowców. A że najbardziej polegać można na własnych zasobach, zwrócono się w tę stronę.

Czas surowców energetycznych nie minął

Coraz więcej państw europejskich zaczyna traktować gaz, również ropę naftową jako paliwa przejściowe, z tym że okres przejściowy potrwa dłużej, niż sądzono jeszcze jakiś czas temu. Co więcej, coraz częściej dostrzegana jest ich rola jako surowca dla przemysłu, bez którego nie byłaby możliwa produkcja wielu przedmiotów życia codziennego, takich jak samochody, ubrania, buty czy też chociażby turbiny wiatrowe. Dlatego międzynarodowe koncerny deklarują kontynuowanie wydobycia. Niektóre wycofują się tym samym z wcześniejszych planów redukcji działalności w tym obszarze. Związane jest to także z tym, że bez środków finansowych pochodzących z wydobycia i przerobu ropy naftowej i gazu ziemnego trudno finansować projekty transformacyjne.

Nic dziwnego, światowe zużycie ropy naftowej osiągnęło w 2023 r. rekordowy poziom. Jak informowała Międzynarodowa Agencja Energetyczna (The International Energy Agency, IEA), choć zależność od ropy naftowej w wielu częściach świata ma się zmniejszać wraz z postępem transformacji, surowiec ten pozostanie jeszcze ważną częścią koszyka energetycznego. Agencja podkreśla również, że dalej zwiększać się będzie popyt na gaz ziemny. Wzrost światowego popytu na gaz spowolni co prawda z 2,8 proc. w 2024 r. do ok. 1,3 proc. w 2025 r., ale już w kolejnym – przyspieszy do 2 proc.

We wrześniowym raporcie IEA informowała, że obecnie wydobycie spada szybciej niż w przeszłości. Rodzi to „implikacje dla rynków i bezpieczeństwa energetycznego” w postaci ryzyka niedostatecznej podaży. I zauważyła, że należy rozważyć kolejne inwestycje w tym obszarze. „Utrzymanie globalnej produkcji ropy naftowej i gazu na stałym poziomie w czasie wymagałoby zagospodarowania nowych zasobów” – podaje IEA, zwracając jednocześnie uwagę, że od 2019 r. prawie 90 proc. rocznych inwestycji w wydobycie ropy i gazu jest przeznaczane na kompensację spadków produkcji, a nie na zaspokojenie wzrostu popytu.

Polska potrzebuje gazu

Orlen stawia na rozwój energetyki odnawialnej, ale ta musi być uzupełniana stabilnymi źródłami energii. Powstają nowe elektrownie gazowe, które zapewnią dostawy prądu także wtedy, gdy nie wieje wiatr i nie świeci słońce. Jednostki takie buduje Orlen, ale także pozostałe firmy energetyczne w kraju. Zakłada się, że popyt na gaz będzie rósł. Spółka, jako dostawca surowca na krajowy rynek, musi odpowiedzieć na potrzeby firm i odbiorców indywidualnych. W swojej strategii zakłada, że rocznie, w zależności od zintegrowanego popytu energetyki, przemysłu i gospodarstw domowych, zapewni polskiej gospodarce nawet do 27 mld m sześc. gazu ziemnego do 2035 r. – ze źródeł własnych oraz od dostawców zewnętrznych.

W 2024 r. koncern wyprodukował łącznie 8,6 mld m sześc. gazu ziemnego w Polsce i za granicą. Wynik jest o 20 proc. lepszy niż rok wcześniej. Trend będzie się utrzymywał, bo nowa strategia zakłada dalszy wzrost wydobycia, do 12 mld m sześc. w 2030 r. Poziom ten ma być utrzymany przez kolejnych pięć lat.

– Segment upstream jest jednym z głównych kierunków rozwoju, określonych w strategii Grupy Orlen do 2035 r. Znacząco przyczynia się do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego naszego kraju rozumianego jako dostępność surowca, lecz także taka jego cena, którą mogą zapłacić polskie rodziny i przedsiębiorstwa. W ostatnich latach wydobycie gazu ziemnego realizowane przez Grupę Orlen w kraju i za granicą odpowiadało niemal połowie rocznego zapotrzebowania na ten surowiec w Polsce. Wyraźny wzrost produkcji błękitnego paliwa z własnych złóż w 2024 r. to ważny krok w osiągnięciu celów założonych na najbliższe lata – mówi Wiesław Prugar, członek zarządu ds. upstreamu w Orlenie.

Polska wciąż z potencjałem

Aby zrealizować opisane w strategii plany w zakresie wydobycia, spółka koncentruje się na inwestycjach w Polsce i w Norwegii, choć nie tylko. W 2024 r. produkcja na Norweskim Szelfie Kontynentalnym wzrosła rok do roku o ponad 45 proc., przekraczając 4,5 mld m sześc. Z kolei ze złóż krajowych pozyskano w tym czasie ponad 3,3 mld m sześc. surowca, co oznacza utrzymanie poziomu z 2023 r. Plany są jednak bardziej ambitne – do 2030 r. produkcja z krajowych złóż ma zbliżyć się do 4 mld m sześc.

Będzie to możliwe m.in. dzięki konsolidacji aktywów wydobywczych w jednym podmiocie – Orlen Upstream Polska. Proces jest w toku, do spółki wniesione zostaną wszystkie krajowe aktywa wydobywcze należące do koncernu. Dzięki temu poprawiona zostanie efektywność segmentu, grupa z większą skutecznością zarządzać też będzie posiadanymi zasobami. – Mamy w Grupie Orlen duże możliwości rozwijania segmentu upstream, który jest jednym z filarów działalności koncernu. Szczególną wartością są unikalne w skali międzynarodowej know-how i kompetencje naszych pracowników. Zintegrowanie tego wielkiego potencjału w nowoczesnej organizacji o uporządkowanej strukturze organizacyjnej pozwoli zoptymalizować procesy operacyjne – tłumaczy Prugar.

Mimo że Polska to obszar dobrze rozpoznany pod względem występowania zasobów naturalnych i od dawna eksploatowany, wciąż jeszcze udaje się tu odkrywać nowe źródła węglowodorów. I tak na przykład w lutym tego roku zidentyfikowano w pobliżu Jarocina złoże, którego zasoby wynoszą niemal ćwierć miliarda metrów sześciennych gazu. Spółka planuje kontynuację poszukiwań w tym rejonie. Również na blisko ćwierć miliarda metrów sześciennych szacowane są zasoby złoża Grodzewo w województwie wielkopolskim. Spółka potwierdziła też 700 mln m sześc. zasobów wydobywalnych gazu ze złoża Trzebusz w Zachodniopomorskiem i planuje kolejne wiercenia w rejonie pasa nadmorskiego. Prowadzone są też inne działania, jak choćby budowa tłoczni gazu w kopalni Kościan-Brońsko. Uruchomienie zespołu sprężarek zwiększy wydobycie gazu z eksploatowanych już złóż o dodatkowe 10 mld m sześc., wydłużając działanie kopalni o kilkanaście lat.

Kraj skorzysta podwójnie

W ostatnich latach produkcja gazu ziemnego w Polsce pokrywała około 20 proc. krajowego zapotrzebowania na surowiec. Orlen ma w Polsce 238 koncesji związanych z poszukiwaniem i wydobyciem węglowodorów na lądzie. Koncern chce kontynuować tutejsze wydobycie, bo własny surowiec jest największą gwarancją bezpieczeństwa energetycznego. Bliskość złóż oznacza też niższy koszt transportu. Zatem im większe jest wydobycie krajowe, tym łatwiejszy dostęp do bezpiecznej i przystępnej kosztowo energii. Ale na tym korzyści się nie kończą.

Na rozwoju krajowego wydobycia zyskują samorządy, które mogą liczyć na konkretne wpływy finansowe do swoich budżetów. Spółki wydobywcze odprowadzają tzw. opłatę eksploatacyjną, która uzależniona jest od wielkości produkcji. Trafia ona na konta gmin (60 proc.), powiatów i województw (po 15 proc.) oraz na rachunek Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (pozostałe 10 proc.). Tylko w minionym roku Orlen w ramach opłaty eksploatacyjnej od wydobycia ropy i gazu przekazał ponad 110 mln zł. Do tego dochodzą podatki od nieruchomości przeznaczonych pod infrastrukturę związaną z eksploatacją węglowodorów płacone na rzecz samorządów (blisko 90 mln zł w 2024 r.). Niezależnie od tego ok. 20 mln zł z tytułu opłaty eksploatacyjnej trafiło do NFOŚiGW w związku z działalnością wydobywczą prowadzoną na Bałtyku przez Orlen Petrobaltic.

Północne złoża – główny filar rozwoju

Norwegia to bardzo ważny rynek z punktu widzenia działalności wydobywczej prowadzonej przez Orlen. Firma ma tu już rozpoznane zasoby, współpracuje z największymi światowymi graczami. Sam kraj jest stabilny i przewidywalny, zarówno jeśli chodzi o kwestie podatkowe, jak i legislacyjne. Co ważne, położony jest stosunkowo blisko, a dodatkowo – polski system przesyłowy jest połączony ze złożami norweskimi, biegnącym po dnie Bałtyku, gazociągiem Baltic Pipe, którego przepustowość wynosi około 10 mld m sześc. rocznie. Do 2030 r. tamtejsza produkcja ma wzrosnąć do około 6 mld m sześc. rocznie.

Według stanu na koniec zeszłego roku koncern dysponuje udokumentowanymi rezerwami węglowodorów wynoszącymi 1307 mln boe (baryłek ekwiwalentu ropy naftowej), z czego 73 proc. to gaz ziemny, a 27 proc. – ropa naftowa i NGL (natural gas liquids).

Materiał powstał we współpray z ORLEN SA