ORLEN aktywnie szuka gazu i ropy. Upstream jest ważny w strategii spółki

Pod koniec sierpnia ORLEN poinformował o dwóch istotnych wydarzeniach związanych z jego dużą aktywnością na Morzu Norweskim i Północnym. Po pierwsze, norweska spółka ORLEN, wraz z partnerami, zakończyła kolejną fazę zagospodarowania złoża Ormen Lange. Zastosowano tam innowacyjne rozwiązania techniczne, co pozwoliło znacząco zwiększyć wydobycie gazu. Dzięki inwestycji ORLEN pozyska ze złoża dodatkowe 0,5 mld m sześc. surowca.

Ormen Lange to drugie największe złoże gazowe na Norweskim Szelfie Kontynentalnym i jedno z najcenniejszych aktywów wydobywczych w portfelu polskiego koncernu. Inwestycja, zrealizowana tam przez norweską spółkę ORLEN, zwiększy jej wydobycie ze złoża do 1,5 mld m sześc. gazu rocznie, umacniając pozycję koncernu w Norwegii. Złoże ma połączenie z gazociągiem Baltic Pipe, co dodatkowo zwiększa możliwości dostaw gazu z własnego wydobycia bezpośrednio do Polski.

Ormen Lange zostało odkryte w 1997 r., a jego zasoby oszacowano na 330 mld m sześc. gazu. Złoże znajduje się na Morzu Norweskim, ok. 120 km od brzegu. Głębokość morza w tym miejscu wynosi 850–1000 m, a samo złoże znajduje się ok. 3000 m pod dnem. Udziałowcami Ormen Lange – oprócz ORLEN Upstream Norway, który ma 14 proc. udziałów – są Petoro (36,5 proc.), Equinor Energy (25,4 proc.), Norske Shell (17,8 proc., operator złoża) oraz Vår Energi (6,3 proc.).

Trzecia faza zagospodarowania Ormen Lange polegała na montażu czterech sprężarek gazu, które pozwalają zrekompensować spadek ciśnienia w złożu, skutkujący stopniowym zmniejszeniem wydobycia. Mimo głębokości morza sięgającej prawie 1 km partnerzy koncesyjni zdecydowali, że sprężarki zostaną zainstalowane na dnie, choć standardowo montuje się je na platformach wydobywczych. Wybór takiego rozwiązania pozwolił zwiększyć efektywność wydobycia, ograniczyć koszty i podnieść poziom bezpieczeństwa pracowników. Sprężarki są sterowane i zasilane z lądu.

– Ormen Lange to jeden z najbardziej zaawansowanych technicznie projektów wydobywczych na świecie. Podłączenie podwodnych sprężarek do lądowej sieci elektroenergetycznej oznacza, że są one zasilane prawie wyłącznie energią odnawialną. Praca urządzeń jest kontrolowana z terminalu gazowego Nyhamna, oddalonego od złoża o 120 km. Zapewnienie efektywnego sterowania sprężarkami na taką odległość, ale przede wszystkim transportowanie surowego gazu na ląd przy różnicy poziomów 900–1000 m było dużym wyzwaniem. Wcześniej tego rodzaju rozwiązania były stosowane na Szelfie na znacznie krótszym dystansie – tłumaczy Wiesław Prugar, członek zarządu ORLEN ds. Upstream.

Największe złoże odkryte w tym roku

Niemal w tym samym czasie, gdy sprężarki na dnie morza zaczęły pracować na złożu Ormen Lange, pracownicy ORLEN Upstream Norway wraz z firmami partnerskimi finalizowali szacunki związane z odkryciem przez nich nowego dużego złoża na Morzu Północnym – w ramach projektu Omega Alfa, na obszarze Yggdrasil.

Jego zasoby wydobywalne są szacowane nawet na ok. 134 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej (boe – barrel of oil equivalent). Tym samym jest to największe odkrycie na Norweskim Szelfie Kontynentalnym w tym roku, przeprowadzone do tego z wykorzystaniem innowacyjnych metod poszukiwań.

Partnerzy wykonali najpierw odwiert pionowy do głębokości 2250 m, z którego następnie zrobiono kilka odwiertów horyzontalnych w różnych kierunkach. Trzy z nich przekroczyły 10 km, ustanawiając rekord długości odwiertów horyzontalnych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.

Projekt Omega Alfa wyznacza nowe standardy działalności poszukiwawczej. Dzięki wykonaniu wyjątkowo długich, precyzyjnie poprowadzonych odwiertów zostały zebrane szczegółowe dane, które ułatwią i przyspieszą potencjalne wydobycie.

Zasoby Omega Alfa będą włączone do produkcji wspólnie z innymi złożami ropy i gazu na obszarze Yggdrasil, w których polski koncern jest udziałowcem i które obecnie są w trakcie zagospodarowania. To według założeń przełoży się na większą efektywność wydobycia, zarówno w wymiarze finansowym, jak i operacyjnym.

Ostatnim ze zrealizowanych w Norwegii projektów było uruchomienie wydobycia ze złoża Andvare, co nastąpiło pod koniec września 2025 r. To 21 produkcyjne złoże ORLEN w Norwegii, które zapewni ok. 300 mln m sześc. gazu.

Globalny wyścig o ropę i gaz

Przykłady podjętych działań pokazują, że największy polski koncern multienergetyczny i zarazem największa firma paliwowo-energetyczna w Europie Środkowej intensywnie rozwija upstream, a więc wydobycie ropy i gazu. ORLEN szuka nowych złóż oraz sięga po innowacyjne technologie, pozwalające zwiększyć wydobycie ze znanych już lokalizacji. Nie jest w tego typu działaniach osamotniony. Analogiczną ścieżką podążają teraz zasadniczo wszystkie liczące się koncerny paliwowo-energetyczne świata. Warto podkreślić wyjątkową zgodność raportów zarówno Międzynarodowej Agencji Energii (International Energy Agency, IEA), jak i znanych międzynarodowych firm doradczych, które mówią zarówno o rosnących inwestycjach w wydobycie węglowodorów, jak i konieczności ich utrzymania w czasie transformacji energetycznej i wysokiej niepewności geopolitycznej.

Bardzo mocne i aktualne jest np. przesłanie najnowszego, opublikowanego kilka tygodni temu raportu Międzynarodowej Agencji Energii. Dowiadujemy się z niego przede wszystkim, że bez dalszych inwestycji w złoża świat traciłby z globalnego bilansu ropy naftowej równowartość łącznej produkcji Brazylii i Norwegii. A do tego oczywiście nie można dopuścić – globalna równowaga energetyczna zostałaby zachwiana.

Eksperci agencji ostrzegają, że średnie tempo spadku wydobycia ze złóż ropy naftowej i gazu ziemnego znacznie przyspieszyło na całym świecie, głównie ze względu na większe wykorzystanie złóż łupkowych i głębokich złóż morskich. Oznacza to, że firmy wydobywcze muszą zintensyfikować inwestycje, aby utrzymać produkcję na obecnym poziomie.

– Tylko niewielka część inwestycji w upstream ropy naftowej i gazu jest wykorzystywana do zaspokojenia wzrostu popytu, podczas gdy prawie 90 proc. inwestycji w upstream rocznie jest przeznaczane na kompensację strat w podaży na istniejących złożach – podkreśla cytowany w raporcie dyrektor wykonawczy Międzynarodowej Agencji Energetycznej, Fatih Birol.

Według raportu eksploatacja olbrzymich złóż ropy naftowej na lądzie na Bliskim Wschodzie spada o mniej niż 2 proc. rocznie, podczas gdy wydobycie z mniejszych złóż na morzu w Europie pikuje średnio w tempie przekraczającym 15 proc. rocznie.

IEA wzywa więc sektor naftowy do inwestycji. I jasno mówi, że wydatki z tym związane mogą być ogromne. Dla utrzymania obecnego poziomu produkcji naftowej do 2050 r. świat musi inwestować aż 540 mld dol. rocznie w poszukiwania ropy i gazu.

Podobne wnioski znajdziemy w raporcie Deloitte „2025 Oil and Gas Industry Outlook”. Mówi on o wzroście nakładów inwestycyjnych w sektorze o 53 proc. w latach 2020–2024 oraz o największym poziomie inwestycji w ropę i gaz od 2016 r. Jednak zdaniem analityków firmy to i tak może nie wystarczyć, by zrównoważyć rosnący globalny popyt. Branża musi więc dalej inwestować w węglowodory i balansować między transformacją energetyczną a dalszą rozbudową infrastruktury wydobywczej oraz transportowej ropy i gazu, by zapewnić bezpieczeństwo energetyczne w czasach niestabilności geopolitycznej.

To, że żyjemy w czasach przełomu, i mimo rosnących nakładów na odnawialne źródła energii nie możemy zapominać o inwestycjach w wydobycie ropy i gazu jest również jasne dla autorów raportu KPMG „Energy transition investment outlook: 2025 and beyond”. Przypominają oni, że obecnie paliwa kopalne stanowią 82 proc. globalnego miksu energetycznego. Ich udział oczywiście spada, ale – powoli.

„Wszystkie prognozy wskazują na dalszą istotną rolę paliw kopalnych przez kolejne dwie dekady, choć w stale malejącym udziale” – czytamy w raporcie KPMG.

W tym świetle nie dziwią wyliczenia analityków firmy, które mówią, że w ubiegłym roku globalne inwestycje energetyczne sięgnęły rekordowych 3 bln dol., z czego 2 bln dol. przypadły na technologie i infrastrukturę czystej energii, a ok. 1 bln dol. na paliwa kopalne. Dalsza dywersyfikacja źródeł energii, zdaniem KPMG, jest kluczowa dla globalnej transformacji i bezpieczeństwa energetycznego.

Rosnące zapotrzebowanie na energię

Przekładając to na język biznesu, spółki energetyczne inwestują ostatnio więcej w wydobycie ropy i gazu przede wszystkim z powodu utrzymującego się wysokiego popytu na te surowce i relatywnie stabilnych, przewidywalnych zysków z tych inwestycji w porównaniu z OZE oraz rosnących wyzwań i ryzyk związanych z transformacją energetyczną.

Popyt na ropę i gaz na świecie nadal rośnie, a prognozy sięgają nawet 105 mln baryłek ropy dziennie w 2050 r.

Gaz ziemny – dotyczy to również Polski – jest niezbędnym surowcem w procesie dekarbonizacji energetyki. Ropa natomiast ma dużo więcej zastosowań niż tylko jako paliwo do silników spalinowych.

– Ropa naftowa to nie tylko źródło energii, lecz także surowiec wykorzystywany przez wiele branż. W efekcie przetworzenia ropy naftowej powstają m.in. części samochodów, drogi, a także elektronika – mówi Wiesław Prugar.

Nawet według ostrożniejszych scenariuszy ropa i gaz pozostaną istotnym elementem globalnego miksu energetycznego przez kolejne dekady.

Projekty w sektorze ropy i gazu generują szybkie i wysokie zyski, podczas gdy inwestycje w OZE utrzymują niższe stopy zwrotu oraz wiążą się z większą niepewnością regulacyjną. Inwestorzy, akcjonariusze naciskają na firmy, by utrzymywały wysoką rentowność i miały w portfolio sprawdzone już rodzaje inwestycji. Jednocześnie muszą budować zdolności inwestycyjne związane z dążeniem do neutralności klimatycznej.

Zwiększeniu wydobycia ropy i gazu służy też rozwój technologii, automatyzacja oraz nowe metody wydobycia. Widać to również w projektach prowadzonych przez ORLEN na wodach Norwegii.

W tym wszystkim ważna jest też geopolityka. Spadek dostępności energii z Rosji po 2022 r., po jej ataku na Ukrainę, wymusił poszukiwanie alternatywnych źródeł dostaw surowców energetycznych. Spowodował też, że projekty wydobywcze są traktowane priorytetowo przez rządy kluczowych gospodarek – w tym Polski. Bezpieczeństwo energetyczne i jak największa suwerenność w tym zakresie zawsze były istotne, a od trzech lat ich znaczenie jest niezwykle ważne.

Jeden z głównych kierunków rozwoju

To, jak istotne jest dla Grupy ORLEN wydobycie gazu i ropy naftowej, dobrze widać w podsumowaniu jej działań w tym obszarze w ubiegłym roku.

W marcu firma podała, że jej łączna ubiegłoroczna produkcja gazu ziemnego w Polsce i za granicą wzrosła do 8,6 mld m sześc. – to o 20 proc. więcej niż rok wcześniej. Tym samym 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.

ORLEN przypomniał też, że jego nowa strategia zakłada wzrost wydobycia gazu do 12 mld m sześć. rocznie w 2030 r. oraz utrzymanie tego poziomu do 2035 r. Za wzrost wydobycia gazu o 20 proc. w ubiegłym roku odpowiada głównie produkcja zagraniczna realizowana na Norweskim Szelfie Kontynentalnym przez ORLEN Upstream Norway. W 2024 r. wyniosła ona ponad 4,5 mld sześc., czyli o ponad 45 proc. więcej w stosunku do 2023 r.

Norweski Szelf Kontynentalny jest jednym z kluczowych obszarów dla realizacji strategii wzrostu wydobycia gazu ziemnego przez Grupę ORLEN. Obecnie Orlen Upstream Norway ma tam ok. 100 koncesji i prowadzi wydobycie na 21 złożach. W perspektywie 2030 r. jest planowany dalszy wzrost produkcji ze złóż w Norwegii do ok. 6 mld m sześc. rocznie. Gaz ziemny pochodzący z wydobycia własnego na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, to ważne źródło surowca dostarczanego do Polski przez Baltic Pipe.

O dużej aktywności polskiej spółki w Norwegii świadczą nie tylko dwa zakończone sukcesem projekty związane ze złożem Ormen Lange i przedsięwzięciem Omega Alfa, lecz także prace poszukiwawcze i rozpoznawcze, które przeprowadzono na Norweskim Szelfie Kontynentalnym w 2024 r. Wykonano sześć odwiertów, o cztery więcej niż rok wcześniej. W efekcie spółka, wspólnie z partnerami, odkryła lub potwierdziła zasoby ropy, gazu i kondensatu szacowane na 66–129 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, w tym 11,0–22,3 mln przypadające na ORLEN.

– Obszar upstream jest jednym z głównych kierunków rozwoju, określonych w strategii Grupy ORLEN do 2035 r. Znacząco przyczynia się do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego naszego kraju i stanowi źródło paliwa pomostowego do odpowiedzialnej transformacji – podkreśla Wiesław Prugar.

Grupa ORLEN prowadzi działalność poszukiwawczo-wydobywczą i ma aktywa upstream nie tylko w Norwegii i w Polsce. W Europie spółka ma je również na Litwie i w Ukrainie, w Ameryce Północnej działa w Kanadzie, w Azji – w Pakistanie, a w Afryce – w Libii. Według stanu na koniec 2024 r. koncern dysponuje udokumentowanymi rezerwami węglowodorów, wynoszącymi łącznie 1306,9 mln boe, z czego 73 proc. to gaz ziemny, a 27 proc. ropa naftowa i NGL (ciekłe frakcje gazu ziemnego, natural gas liquids). W tym w Polsce 710 mln boe, w Norwegii 407,8 mln boe, Kanadzie 147,7 mln boe, Pakistanie 40,5 mln boe, na Litwie 1 mln boe.

Znaczenie segmentu upstream w Grupie ORLEN znajduje swoje odzwierciedlenie nie tylko w liczbach ilustrujących rosnące wydobycie i posiadane aktywa. Z rozwojem upstreamu łączą się też imponujące planowane nakłady inwestycyjne. W strategii Grupy zapisano, że segment upstream jest jednym z głównych fundamentów jej działalności. Dlatego spółka na realizację celów strategicznych w tym obszarze w latach 2025–2035 przewiduje roczne uśrednione nakłady inwestycyjne między 7 mld a 8 mld zł. Segment Upstream & Supply ma mieć przy tym główny – sięgający 36 proc. – udział w generowaniu EBITDA – ok. 200 mld zł z ogólnej wartości przekraczającej 550 mld zł w latach 2025–2035.

Ambitne plany i krajowe wydobycie

Zdaniem Wiesława Prugara wyraźny wzrost produkcji błękitnego paliwa z własnych złóż w 2024 r. to ważny krok w osiągnięciu celów założonych na najbliższe lata.

– Strategia zakłada dalszy wzrost wydobycia gazu o niemal 40 proc. w stosunku do obecnego, już i tak rekordowego poziomu. Aby to osiągnąć, planujemy koncentrację przede wszystkim na inwestycjach w Polsce i Norwegii, ale nie tylko – wskazuje.

Nad Wisłą w praktyce oznacza to wzrost produkcji gazu z poziomu 3,3 mld m sześc. w 2024 r. do 4 mld m sześc. w 2030 r.

Ułatwi to m.in. odkrycie dwóch nowych złóż, o których spółka poinformowała w tym roku. Najpierw w lutym Grupa obwieściła odkrycie niemal ćwierć miliarda metrów sześciennych gazu ziemnego w złożu Siedlemin w pobliżu Jarocina. Zakłada przy tym szybkie uruchomienie produkcji dzięki dobrze rozwiniętej infrastrukturze wydobywczej w tym regionie. ORLEN eksploatuje bowiem w powiecie jarocińskim trzy złoża i będzie poszukiwać kolejnych.

W sierpniu z kolei koncern potwierdził 700 mln m sześć. zasobów wydobywalnych gazu ziemnego ze złoża Trzebusz, zlokalizowanego w gminie Trzebiatów, w województwie zachodniopomorskim. Dzięki temu łączne zasoby wydobywalne gazu ziemnego w tym rejonie wzrosły do 2,3 mld m sześć.

– Aby osiągnąć cel, jakim jest zwiększenie wydobycia (w Polsce), skupiliśmy się na złożach, które znajdują się w pobliżu tych, które już eksploatujemy, co umożliwia nam wykorzystanie istniejącej infrastruktury i pozwala ograniczyć koszty. Atrakcyjne możliwości dają nam również już zagospodarowane złoża, na których dzięki zastosowaniu nowych rozwiązań technicznych i dodatkowym odwiertom jesteśmy w stanie wydobyć zasoby ropy i gazu, które do tej pory były poza naszym zasięgiem – tłumaczy Wiesław Prugar.

Warto dodać, że korzyści z rozwoju segmentu wydobycia odczują nie tylko konsumenci gazu w Polsce, budżet państwa, kierowcy i akcjonariusze spółki. Wydobycie węglowodorów wiąże się z opłatą eksploatacyjną, uzależnioną od wielkości produkcji. Jest ona dzielona między gminy (60 proc.), powiaty i województwa (po 15 proc.), na terenie których znajduje się złoże oraz dodatkowo Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (10 proc.). Są to ważne przychody dla samorządów, zasilające budżety w całym okresie prowadzenia wydobycia węglowodorów na ich terenie.

Partner