Tylko w pierwszych trzech kwartałach 2023 roku nakłady inwestycyjne ORLENU związane z rozwojem własnego wydobycia ropy i gazu wyniosły aż 4 mld zł. Zdecydowana większość tej kwoty została przeznaczona na rozwój potencjału wydobywczego Grupy ORLEN w Polsce i Norwegii, skąd produkowany gaz jest przesłany do kraju gazociągiem Baltic Pipe.
Inwestycje ORLENU w wydobycie bezpośrednio przyczyniają się do wzmocnienia bezpieczeństwa i suwerenności energetycznej Polski. Daniel Obajtek, Prezes Zarządu ORLEN podkreśla, że jest to konsekwentnie realizowany strategiczny cel koncernu. Dowodzą tego inwestycje w obszarze wydobycia ropy i gazu, na które w ciągu pierwszych dziewięciu miesięcy 2023 roku ORLEN przeznaczył 4 mld złotych.
Reklama
– To o miliard złotych więcej, niż w tym samym okresie 2022 r. wydały na ten cel ORLEN, LOTOS i PGNiG łącznie. Eksploatacja własnych zasobów gazu to gwarancja niezakłóconych dostaw tego surowca dla polskich rodzin i przedsiębiorców, dlatego do końca tej dekady ORLEN planuje wydać w segmencie wydobycia, obrotu i dystrybucji gazu ok. 70 mld złotych. Dzięki temu nasze wydobycie gazu ziemnego wzrośnie o ponad 50 proc. do 12 mld m sześc. rocznie – wyjaśnia Daniel Obajtek.
Inwestycje Grupy ORLEN w sektorze upstream koncentrowały się na rynku polskim i norweskim. To właśnie te dwa rynki mają kluczowe znaczenie z punktu widzenia zaopatrzenia w gaz krajowych odbiorców. W ciągu pierwszych trzech kwartałów wydatki koncernu na poszukiwanie i wydobycie ropy i gazu w Polsce wyniosły ok. 1,4 mld zł, a w Norwegii – ok. 2,3 mld zł.
W Polsce ORLEN zainwestował w tym roku w zagospodarowanie złóż: Różańsko, Borowo, Szczepowice, Granówko, Chwalęcin, Grodzewo, Rokietnica i Miłosław. Poszukiwania gazu na Lubelszczyźnie zakończyły się sporym sukcesem. W lutym 2023 r. Spółka poinformowała o odkryciu 500 mln m sześc. dodatkowych zasobów tego surowca w złożu Jastrzębiec w okolicy Biłgoraja.
Koncern kontynuował również rozbudowę Kopalni Ropy Naftowej i Gazu Ziemnego Lubiatów w województwie lubuskim, czyli drugiej co do wielkości kopalni ropy naftowej w Polsce. Dzięki temu zwiększą się możliwości wydobywcze zakładu o 3,4 mld m sześc. gazu ziemnego oraz 510 tys. ton ropy w okresie 2024-2043. Przedłuży to czas funkcjonowania kopalni o 15 lat.
Wśród najważniejszych projektów koncernu związanych z bezpieczeństwem energetycznym Polski jest rozbudowa Podziemnego Magazynu Gazu Wierzchowice – największego w Polsce obiektu tego typu, wykorzystującego jako pojemność magazynową dawne złoże gazu ziemnego. Zlokalizowany jest w województwie dolnośląskim, na terenie gmin Milicz i Krośnice. Głównym zadaniem magazynu jest zatłaczanie i odbiór gazu ziemnego wysokometanowego. W procesie eksploatacji w okresie letnim gaz ziemny jest zatłaczany do złoża Wierzchowice, a w zimowym odbierany i kierowany do celów grzewczych w gospodarstwach domowych oraz przemyśle.
Po zakończeniu rozbudowy, Podziemny Magazyn Gazu w Wierzchowicach będzie dysponował około połową krajowych zdolności magazynowych. Pozwoli to na wzmocnienie bezpieczeństwa dostaw gazu do polskich odbiorców. To największa inwestycja w krajowe magazyny gazu w historii. W wyniku jej realizacji pojemność magazynu wzrośnie o 800 mln metrów sześc. – do 2,1 mld m sześc. Tym samym łączna pojemność krajowych magazynów przekroczy 4 mld m. sześc. gazu, co oznacza wzrost aż o 25 procent.
W Norwegii Grupa ORLEN uruchomiła wydobycie ze złoża Tommeliten Alpha, które w szczytowym okresie będzie dostarczać koncernowi 0,5 mld m sześc. gazu rocznie. Tommeliten Alpha to jeden z większych projektów inwestycyjnych realizowanych w ostatnim czasie na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.
W 2023 r. PGNiG Upstream Norway z Grupy ORLEN uzyskała zgody władz norweskich na zagospodarowanie złóż Alve Nord, Orn, Fenris, Tyrving, Andvare oraz Verdande, a także obszaru Yggdrasil. Ich zagospodarowanie zapewni koncernowi ok. 9 mld m sześc. gazu w całym okresie eksploatacji. Złoża będą uruchamiane w latach 2024-2027. Prace na Fenris i Yggdrasil już się rozpoczęły.
W listopadzie 2023 roku PGNiG Upstream Norway (PUN) podpisało umowę kupna wszystkich udziałów w spółce KUFPEC Norway, która jest m.in. właścicielem pięciu produkujących już złóż. Realizacja transakcji umożliwi PUN wzrost wydobycia gazu o ponad miliard metrów sześciennych rocznie. Dzięki temu jeszcze w 2024 roku produkcja gazu ziemnego przez Grupę ORLEN na Norweskim Szelfie Kontynentalnym przekroczy 4 mld m sześc.
Przejęcie KUFPEC Norway nie jest jedyną norweską akwizycją koncernu w tym roku. W maju PUN kupiło 10 proc. udziałów w złożach Sabina i Adriana. Według wstępnych szacunków, łączne zasoby wydobywalne obu złóż mogą wynosić od 38 do 88 milionów baryłek ekwiwalentu ropy naftowej. Partnerzy koncesyjni zakładają, że produkcja na złożu Adriana rozpocznie się w roku 2029 r., a na złożu Sabina w 2033 r.
Niewątpliwie inwestycje Grupy ORLEN na Norweskim Szelfie Kontynentalnym mają kluczowe znaczenie z punktu widzenia bezpieczeństwa energetycznego kraju. Dzięki uruchomionemu w ubiegłym roku gazociągu Baltic Pipe, koncern ma możliwość przesyłu wydobywanego na Szelfie gazu do Polski. Dostawy z tego kierunku, obok LNG dostarczanego drogą morską, pozwoliły Grupie ORLEN całkowicie wyeliminować konieczność importu gazu z Rosji. Norwegia jest największym dostawcą gazu ziemnego do Unii Europejskiej, który w II kw. tego roku odpowiadał za ponad 26 proc. całego unijnego importu tego surowca.
ORLEN planuje dalsze inwestycje w obszarze upstream. Zgodnie ze strategią koncernu, do końca 2030 r. wydobycie Grupy wzrośnie do 12 mld m sześc. gazu rocznie z 7,7 mld m sześc. w ubiegłym roku. Aby zrealizować ten cel, do końca dekady ORLEN przeznaczy na inwestycje w obszarze wydobycia, obrotu i dystrybucji gazu do 70 mld złotych. Wydatki te pozwolą nie tylko wzmocnić bezpieczeństwo energetyczne kraju i całego regionu, ale przyczynią się również do podniesienia wartości koncernu. Dzięki nim EBITDA generowana przez obszar wydobycia, obrotu i dystrybucji gazu wzrośnie z 4 mld zł w 2022 r. do 16 mld zł w 2030 r.
