Materiał powstał we współpracy z ORLEN S.A.
Gaz-System szacował w zeszłym roku, że w wariancie optymalnego rozwoju zapotrzebowanie na błękitne paliwo zwiększy się z 18,4 mld m sześc. w 2024 roku do 20,7 mld m sześc. w roku 2025. Szczyt zapotrzebowania miałby nastąpić w 2032 roku – wówczas wyniosłoby ono 27,5 mld m sześc. W kolejnych latach chłonność rynku będzie spadać. Do roku 2045 wolumen przesyłu miałby utrzymać się w przedziale 26,8–26,6 mld m sześc.
Orlen z kolei w swoich założeniach do strategii wskazuje, że popyt na gaz w Polsce będzie rósł z 21 mld m sześc. w 2025 roku do 27 mld m sześc. w 2030 roku i na tym poziomie utrzyma się przez kilka następnych lat. Wpływ na to będzie miało z jednej strony oddawanie nowych elektrowni gazowych, a z drugiej – opóźnienia w realizacji projektów związanych z energetyką jądrową.
Przejściowe oparcie energetyki o gaz jest elementem zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego Polski. Nasz kraj przez ostatnie lata budował infrastrukturę gazową, która miała go uniezależnić od dostaw gazu z Rosji. Dzięki terminalowi LNG w Świnoujściu, gazociągowi Baltic Pipe łączącemu norweskie złoża z polskim systemem przesyłowym i rozbudowanym interkonektorom z krajami sąsiednimi mamy sporo możliwości sprowadzania gazu z różnych kierunków. Wkrótce w Gdańsku powstanie kolejny terminal, tym razem pływający, który stworzy dodatkowe możliwości importu.
Energia z gazu wypełni lukę po jednostkach węglowych, które będą stopniowo zamykane. Dzięki temu Polska może liczyć na stabilne dostawy energii oferowanej po rozsądnej cenie przy jednoczesnym spadku emisji. Gazowy pomost umożliwia racjonalne spojrzenie na transformację.
O 30 procent więcej własnego gazu
Jednym z celów Orlenu do 2035 roku jest zabezpieczenie dostaw gazu do Polski. Grupa zamierza rozwijać własną produkcję na rynku krajowym i za granicą, ale też zwiększać import surowca, podpisując kolejne kontrakty handlowe. Spółka informuje, że w 2035 roku zapewni dostawy na poziomie 27 mld m sześc. gazu.
Wydobycie w grupie ma zwiększyć się z 9,1 mld m sześc. w 2024 roku do 12 mld m sześc. rocznie w latach 2030–2035. Orlen nastawia się na kontynuowanie wydobycia w kraju, choć potencjał wzrostów jest tu już ograniczony. Jednak działalność krajowa jest o tyle istotna, że gwarantuje stały dopływ konkretnych wolumenów surowca. Nie bez znaczenia jest też fakt, że wydobycie krajowe zapewnia samorządom i budżetowi centralnemu wpływy z tytułu różnych podatków.
Wydobycie gazu w Grupie Orlen ma zwiększyć się z 9,1 mld m sześc. w 2024 roku do 12 mld m sześc. rocznie w latach 2030–2035.
Produkcja gazu w Norwegii ma wzrosnąć o 30 procent, z 4,6 mld m sześc. do 6 mld m sześc. To ważny rynek, stabilny politycznie i przewidywalny. Mamy też z nim bezpośrednie połączenie, wybudowany został gazociąg Baltic Pipe, łączący złoża na Morzu Północnym z krajowym systemem przesyłowym. Jego przepustowość wynosi około 10 mld m sześc. rocznie.
Perspektywiczny rynek północnoamerykański
Orlen wydobywa węglowodory również w Kanadzie. Koncern prowadził tam w 2023 roku średnią produkcję na poziomie około 14,8 tysięcy boe (ekwiwalentu baryłek ropy naftowej) dziennie. Szeroko rozumiana Ameryka Północna ma być celem kolejnych inwestycji grupy, które zapewnią jej większe wolumeny gazu wydobywanego z własnych złóż. Surowiec następnie będzie sprowadzany drogą morską w postaci LNG do Polski, zwiększając bezpieczeństwo dostaw krajowych. Tamtejszy rynek jest już spółce znany, ma ona kompetencje i doświadczenie w pracy na złożach łupkowych, w wykonywaniu odwiertów horyzontalnych i szczelinowaniu.
Wiesław Prugar, członek zarządu Orlen ds. wydobycia, podkreśla, że ceny gazu w Ameryce Północnej są niższe w porównaniu z europejskimi. Wyraźna różnica w cennikach to kolejny argument za zwiększeniem produkcji na tamtym rynku. Firma zapowiada wejście na północnoamerykański rynek midstream, czyli infrastruktury, która umożliwi przywóz gazu do Polski w postaci LNG. – To racjonalne podejście. By być bezpiecznym, trzeba myśleć nie tylko o posiadaniu kontraktów na dostawy LNG, ale też o zwiększaniu udziałów w samych złożach. Dzięki temu zwiększa się też marżowość biznesu, bo jest się obecnym w całym łańcuchu wartości – wyjaśnia Prugar.
Dzięki terminalowi LNG w Świnoujściu, gazociągowi Baltic Pipe łączącemu norweskie złoża z polskim systemem przesyłowym i rozbudowanym interkonektorom z krajami sąsiednimi mamy sporo możliwości sprowadzania gazu z różnych kierunków
Od lat Orlen działa też w Pakistanie, gdzie produkuje nieduże ilości gazu ziemnego, i na Litwie, gdzie wydobywa niewielkie ilości ropy. Wiesław Prugar nie wyklucza dezinwestycji na rynkach, które nie są dla grupy strategiczne. – Trzeba się zastanowić, czy podejmować dalszą aktywność tam, gdzie wydobycie nie przekłada się bezpośrednio na wzrost bezpieczeństwa energetycznego Polski – mówi.
Nie tylko wydobycie
Segment upstream ma również świadczyć usługi zarządzania dwutlenkiem węgla. – Potrafimy składować substancje w górotworze. Umiemy tam zatłaczać gaz i go magazynować, to dotyczy również dwutlenku węgla, który przez przemysł naftowy od lat wykorzystywany jest do intensyfikacji wydobycia. Możemy więc podjąć się wyzwania magazynowania w sposób racjonalny, ekonomiczny – mówi członek zarządu Orlen ds. wydobycia.
Grupa ogłosiła w strategii, że zainwestuje w pierwszy polski terminal eksportowy CO2 w Gdańsku. Będzie też budować zdolności w zakresie usług transportu i magazynowania CO2. W 2035 roku zdolności wychwytu, transportu i magazynowania CO2 (na lądzie i morzu) mają wynieść 4 mln ton. Dzięki usłudze swój ślad węglowy będą mogły ograniczyć wchodzące w skład grupy aktywa petrochemiczne i rafineryjne. Skorzystać z niej będą też mogły podmioty zewnętrzne.
Dekarbonizacja upstreamu
Segment wydobywczy wykorzystuje na własny użytek agregaty, używa sprężarek i pojazdów emitujących CO2. W tych obszarach emisje będą ograniczane. Koncern podłącza systematycznie kolejne instalacje służące do eksploatacji swoich norweskich złóż do czystej energii wytwarzanej na lądzie. W minionym roku już około dwóch trzecich wydobycia gazu przez Orlen w Norwegii było realizowane z wykorzystaniem takiego rozwiązania, dzięki czemu udało się uniknąć emisji znaczących ilości CO2.
Sporo mówi się też o ograniczeniu emisji metanu przez firmy wydobywcze. To drugi po CO2 najważniejszy gaz cieplarniany. Stałym elementem krajobrazu na terenach, gdzie prowadzone jest wydobycie, są wieże spalania gazów powstających podczas wydobycia ropy, tak zwane flary. – Od lat prowadzimy wydobycie w nowoczesny sposób. Na naszych złożach nie występuje duże flarowanie gazu towarzyszącego, ponieważ go wykorzystujemy. Wychwytujemy więc surowiec tam, gdzie można, a w pozostałych przypadkach staramy się, by flary były jeszcze bardziej niskoemisyjne. Nie są to jednak ilości, które zasadniczo wpływają na emisje grupy – mówi Wiesław Prugar.
Zyskowny segment
Orlen w strategii zakłada osiąganie stabilnych zysków. EBITDA do 2035 roku ma rosnąć średniorocznie o 5,5 procentu. Istotną część wyniku będzie generować segment Upstream & Supply. W 2027 roku jego EBITDA wyniesie 20–22 mld zł, stanowiąc mniej więcej połowę całego wyniku grupy, który w tym czasie ma ukształtować się na poziomie 41–46 mld zł. W 2030 roku ten udział spadnie do 12–13 mld zł wobec 43–47 mld zł całej EBITDA. W 2035 roku zysk operacyjny segmentu wzrośnie do 18–19 mld zł, podczas gdy cała EBITDA wyniesie 53–58 mld zł.
Wahania wyników powiązane są z trendami cenowymi na rynku surowcowym. Orlen założył w swojej strategii, że ceny gazu spadną ze 176 zł/MWh w tym roku do 96 zł/MWh w 2030 roku, po czym będą się powoli odbijać, do 131 zł/MWH w 2040 roku i 149 zł/MWh w 2050 roku. Cena ropy Brent z kolei będzie w dłuższym horyzoncie spadać, z 81 dolarów za baryłkę w bieżącym roku do 79 dolarów w końcówce dekady, 72 dolarów w 2040 roku i 66 dolarów w 2050 roku.
Orlen prowadzi działalność poszukiwawczo-wydobywczą i posiada aktywa poszukiwawczo-wydobywcze na czterech kontynentach – w Europie (Polska, Norwegia, Litwa i Ukraina), w Ameryce Północnej (Kanada), w Azji (Pakistan i Zjednoczone Emiraty Arabskie) oraz w Afryce (Libia). Udokumentowane zasoby węglowodorów, którymi koncern dysponował na koniec 2023 roku, wyniosły około 1,3 mld boe (ekwiwalentu ropy naftowej). Prace realizowane są na podstawie około 360 koncesji na 239 złożach.
Materiał powstał we współpracy z ORLEN S.A.
