Subskrybuj nas na Youtube
Zapisz się na newsletter
Segment wydobycia ma w 2030 r. generować 90-100 mld zł EBITDA. To istotna część wyniku całej grupy, który - według strategii - wzrośnie w ciągu najbliższych siedmiu lat do ponad 400 mld zł. Połączenie aktywów wydobywczych przejętych przez Orlen firm, Lotosu i PGNiG, które działały aktywnie zarówno w Polsce, jak i w Norwegii, przyniesie istotne synergie.
Koncern prowadzi działalność poszukiwawczo-wydobywczą na kilku rynkach - polskim, norweskim, pakistańskim, ale też w Zjednoczonych Emiratach Arabskich i Kanadzie. W 74 proc. wydobywa gaz, pozostałe 26 proc. to ropa i NGL (natural gas liquids, ciekłe produkty będące pochodnymi wydobycia gazu ziemnego i powstające podczas jego przetwarzania). Łączne zasoby ropy i gazu 2P (pewne i prawdopodobne) wynoszą w grupie 1,28 mld baryłek ekwiwalentu ropy (boe), przy czym zasoby krajowe to 733,6 mln boe, norweskie 346,6 mln boe, kanadyjskie 158 mln boe, pakistańskie 38,7 mln boe, a litewskie - 1,3 mln boe.
Krajowy rynek wciąż perspektywiczny
Grupa rozwija wydobycie krajowe, mimo że duże i łatwo dostępne zasoby zostały już w znacznej mierze wyeksploatowane. Polski rynek dla firm poszukujących węglowodorów jest bardzo wymagający, złoża są tu nieduże i rozdrobnione. Koncern przez dekady nauczył się efektywnie działać w tym trudnym otoczeniu. Przy pomocy cyfrowych narzędzi udaje mu się wydobywać zalegające pod ziemią węglowodory i utrzymywać produkcję na stabilnym poziomie. Najnowsza technologia umożliwia sporządzenie bardzo dokładnych prognoz i pozwala optymalnie zaplanować wiercenia.
/>
Narzędzia są bardzo zaawansowane. Zdjęcie sejsmiczne 3D przeciętnej wielkości potrafi ważyć ponad milion gigabajtów. A są to wyłącznie surowe dane. Takich zdjęć tylko w tym roku Grupa Orlen wykona w samej Polsce kilkadziesiąt. Wszystkie są następnie poddawane gruntownym analizom. Dzięki tego typu zabiegom przedłuża się żywotność złóż, udaje się je maksymalnie sczerpywać. Polska nie jest krajem szczególnie bogatym w węglowodory, dlatego trzeba było nauczyć się dobrze wykorzystać dostępne zasoby.
Krajowe wydobycie wynosi niecałe 4 mld m sześc. gazu rocznie, podczas gdy zużycie to około 18 mld m sześc. Grupa zarządza 52 krajowymi kopalniami ropy naftowej i gazu ziemnego. Większość z nich, bo aż 34, działa w Polsce południowo-wschodniej, pozostałe są zlokalizowane na zachodzie kraju. Na pograniczu Małopolski i Podkarpacia, które jest kolebką przemysłu naftowego, w Bóbrce, wciąż działa najstarsza na świecie kopalnia, uruchomiona w 1854 r. Ale wydobycie w Polsce nie odbywa się wyłącznie na lądzie, grupa eksploatuje też złoża gazowe na Bałtyku. Działalność offshorowa będzie nadal kontynuowana, Orlen wiąże duże nadzieje z tymi koncesjami.
Spółka myśli też o wykorzystywaniu sczerpanych złóż, w których wcześniej znajdowały się gaz i ropa. Chce tam w przyszłości zatłaczać i magazynować dwutlenek węgla. W procesie transformacji energetycznej potencjał związany z wykorzystaniem tych przestrzeni jest nie do przecenienia.
Norweski kierunek będzie rozwijany
Głównym rynkiem zagranicznym, na którym koncern rozwija działalność poszukiwawczo-wydobywczą, jest Norwegia. Produkcję prowadziły tu zarówno Lotos, jak i PGNiG. Obecnie obie te firmy wchodzą w skład Grupy Orlen. Polski system przesyłowy jest połączony ze złożami na norweskim szelfie kontynentalnym gazociągiem Baltic Pipe o przepustowości rocznej około 10 mld m sześc. Firma chce, by jak największa część z zarezerwowanej przez nią przepustowości (około 8 mld m sześc.) była wykorzystana na przesył gazu własnej produkcji.
Orlen cały czas zwiększa swoją obecność na Północy. Firma posiada w Norwegii 98 koncesji. PGNiG Upstream Norway ma udziały w 64 koncesjach, a Lotos Norge w 36, z czego dwie są wspólne. Rynek norweski jest bardzo perspektywiczny, inwestorzy doceniają sprzyjające i stabilne otoczenie polityczne, prawne oraz podatkowe.
Koncern aktywny na całym świecie
PGNiG od dwóch dekad prowadzi działalność poszukiwawczo-wydobywczą w Pakistanie. Wydobywa tam rocznie około 300 mln m sześc. gazu. Prowadzi na bieżąco inwestycje, które pozwalają utrzymać produkcję na tym poziomie. Gaz jest sprzedawany na miejscu, działalność jest rentowna. Pakistańskie władze traktują polską grupę jako wiarygodnego partnera, zachęcając ją do dalszej aktywności na tym rynku. Nieduże wydobycie firma prowadzi także na Litwie.
Grupa ma też koncesję w Zjednoczonych Emiratach Arabskich. Realizację prac zaplanowano na trzy dwuletnie okresy poszukiwawcze, z możliwością przedłużenia o kolejne dwa lata. Następnie przewidziano trzydziestoletni okres produkcji. Orlen jest w trakcie wiercenia otworu. Pobrane zostały już próbki skał z odpowiednich głębokości, co pozwoli - wraz z zebranymi danymi sejsmicznymi - zaprojektować i przewidzieć potencjalną produkcję na tej koncesji. ZEA to bardzo perspektywiczny rynek, kartel OPEC, zrzeszający producentów ropy naftowej, podaje, że udokumentowane zasoby ropy wynoszą tam 98 mld baryłek, a gazu - ponad 6 bln m sześc.
Orlen posiada też od 2013 r. koncesje w Kanadzie. Firma kupiła tamtejsze aktywa, bo chciała się rozwijać na stabilnych, dojrzałych rynkach. Kluczowe kanadyjskie aktywa koncernu są zlokalizowane w prowincji Alberta. Eksploatacja tamtejszych złóż jest prowadzona głównie z utworów niekonwencjonalnych typu „tight gas” i „tight oil”, przy zastosowaniu odwiertów horyzontalnych oraz zabiegów szczelinowania hydraulicznego.
Koncern ma też koncesje w Libii i w Ukrainie, jednak prace na nich zostały wstrzymane ze względu na prowadzone w tych krajach działania wojenne.
ms
____________________________________________________
Fuzja zwiększa potencjał wydobywczy koncernu
/>
Przed sektorem wydobywczym rysuje się jeszcze długa przyszłość. Owszem, planowane jest stopniowe odchodzenie od węglowodorów jako paliwa pędnego, nikt jednak nie mówi, że możliwy jest całkowity i natychmiastowy odwrót od ropy czy gazu. To przecież nie tylko surowce energetyczne, lecz także składniki procesów chemicznych. Są to surowce niezbędne przy produkcji nawozów sztucznych, tworzyw, lekarstw i wielu innych produktów. Przemysł wciąż będzie ich potrzebował.
Ropa i gaz znajdują wiele zastosowań, mamy jednak świadomość, że popyt na gaz w kraju może rosnąć w najbliższych latach gwałtowniej, co wynika z przyjętych celów redukcji emisji. Według szacunków przedstawionych przez Gaz-System zapotrzebowanie na błękitne paliwo do 2030 r. może wzrosnąć nawet do około 28 mld m sześc. rocznie z około 18 mld m sześc. obecnie. Będzie ono stopniowo zastępowało mocno emisyjny węgiel. Gaz jest najczystszym spośród paliw kopalnych i można go nazwać największym przyjacielem OZE. Przy wytworzeniu tej samej ilości energii emituje on dwukrotnie mniej dwutlenku węgla niż węgiel. Dopóki nie będzie innych, alternatywnych niskoemisyjnych źródeł energii, fotowoltaika czy farmy wiatrowe będą wymagały stabilizacji w postaci bloków gazowych. Z tego powodu Orlen buduje kolejne tego typu jednostki.
Połączenie PKN Orlen z PGNiG i Grupą Lotos zwiększa potencjał wydobywczy koncernu. Mamy kompetencje, by samodzielnie rozpoznawać, interpretować i zagospodarowywać złoża. W jednym podmiocie skupiają się unikalne doświadczenia kilku spółek, wypracowywane są najlepsze rozwiązania pod kątem technicznym, technologicznym i biznesowym. Połączenie sił wzmocni nas wszystkich. Scalanie podmiotów trwa, proces jest w toku, ale współpraca jest już faktem, nie działamy już jako konkurenci. Jestem przekonany, że proces połączenia będzie przebiegał sprawnie i finalnie uzyskamy większe synergie, niż pierwotnie zakładaliśmy.
W naszej strategii przewidujemy dynamiczny rozwój sektora upstreamu. Priorytetem dla segmentu wydobywczego są Polska i Norwegia. W Polsce wydobywamy rocznie prawie 4 mld m sześc. gazu. To wciąż więcej niż w Norwegii. Gdy mówimy o bezpieczeństwie energetycznym, warto uświadomić sobie, że niezwykle ważnym jego filarem, równoległym do dywersyfikacji źródeł i kierunków importu, jest wydobycie surowca, który jest dostępny na miejscu. Do prac poszukiwawczych czy wydobywczych wykorzystujemy polskie spółki, wspieramy lokalną społeczność, zostawiając w kraju konkretne kwoty w postaci podatków. Jest ich całkiem sporo - obok podatku dochodowego jest to przede wszystkim opłata eksploatacyjna czy podatek od nieruchomości. Dobrze jest zarabiać pieniądze, także za granicą, reinwestować je, ale nierozerwalnym elementem prowadzenia biznesu jest płacenie podatków. Dobrze, jeśli zostają w kraju. Z tytułu opłaty eksploatacyjnej od wydobycia prowadzonego tylko przez PGNiG polskie samorządy otrzymały w 2022 r. 140,5 mln zł. Zapłacony przez spółkę podatek od nieruchomości przeznaczonych pod infrastrukturę związaną z eksploatacją węglowodorów zasilił budżety samorządowe w ubiegłym roku łączną kwotą 72,8 mln zł.
Równie istotnym elementem bezpieczeństwa, jak wydobycie w kraju, jest nasza działalność na norweskim szelfie kontynentalnym. Wydobywamy tam węglowodory na koncesjach, na których współpracujemy z naszymi partnerami. Dynamicznie rozwijamy działalność w tym regionie. Nie jest to wyłącznie rozwój organiczny, dokonujemy też akwizycji. Samo PGNiG planowało w minionym roku wydobycie na tamtejszych złożach na poziomie 3 mld m sześc. Dla porównania w 2021 r. było to około 1,5 mld m sześc., a w 2020 r. około 0,5 mld m sześc.
Od jesieni zeszłego roku Polska ma bezpośrednie połączenie rurociągowe ze złożami na szelfie norweskim w postaci gazociągu Baltic Pipe. Założeniem jest, by płynęło nim jak najwięcej gazu wydobywanego przez koncern. Mamy też na Północy partnerów handlowych - między innymi norweski Equinor czy duński Orsted. Kupujemy od nich surowiec, który również jest przesyłany gazociągiem. Na dziś wykorzystujemy około 80 proc. mocy, którymi dysponujemy.
Rozwój własnego wydobycia oznacza mniejsze zapotrzebowanie na zakup surowców od zewnętrznych dostawców. Jak ważne jest inwestowanie w ten segment, widać szczególnie w obecnej sytuacji, gdy wojna zachwiała rynkami surowcowymi. Dlatego zamierzamy dalej wzmacniać upstream, z pożytkiem dla firmy, ale i dla bezpieczeństwa energetycznego kraju.
Partner
/>
