Produkcja własna Grupy Orlen pokrywa 46% krajowego zużycia gazu
PKN Orlen zaspokoił oczekiwania Komisji Europejskiej
7 kwietnia 2023
Blisko 1/3 Polaków planuje zakup roweru
12 kwietnia 2023
Produkcja własna gazu ziemnego Grupy Orlen, głównie ze złóż w Polsce i Norwegii pozwoliła na zaspokojenie prawie połowy ubiegłorocznego krajowego zużycia. Konsolidacja aktywów wydobywczych zwiększy optymalizację inwestycji w tym segmencie, i spowoduje istotny, bo blisko 3-krotny, do 6,2 mld zł wzrost nakładów inwestycyjnych w 2023 r. Strategia Orlen2030 przewiduje wzrost produkcji gazu pochodzącego z własnych zasobów do 12 mld m3 rocznie.
Łączna produkcja gazu ziemnego Grupy Orlen w kraju i za granicą wyniosła w ub.r. 7,7 mld m3, co oznacza, że mogłaby pokryć 46,3% krajowego zapotrzebowania na ten surowiec, które według Ministerstwa Klimatu i Środowiska wyniosło 16,62 mld m3.
Wzrost znaczenia produkcji własnej to efekt strategicznych decyzji i stworzenia z PKN Orlen koncernu multienergetycznego, poprzez działania konsolidacyjne – połączenie z Grupą Lotos, a zwłaszcza z Polskim Górnictwem Naftowym i Gazownictwem.
Produkcja gazu w Grupie PGNiG, które dołączyła do Grupy Orlen w listopadzie 2022 r. wyniosła w ub.r. 6,87 mld m3, i była o ok. 30% w stosunku do 2021 r. (5,25 mld m3). Łączny wolumen produkcji gazu zrealizowany przez ORLEN Upstream oraz Lotos Norge, spółkę wydobywczą z Grupy LOTOS, przejętej w sierpniu 2022 roku wyniósł w ub.r. ok. 0,9 mld m3.
– „Dalszy rozwój działalności wydobywczej koncernu jest jednym z filarów zaktualizowanej strategii ORLEN2030. Mamy ambitny, ale całkowicie realny plan dynamicznego zwiększenia wolumenu własnego wydobycia gazu ziemnego, które do 2030 osiągnie poziom 12 mld m3 rocznie. W przypadku działalności zagranicznej naszym priorytetem jest Norweski Szelf Kontynentalny, gdzie przez ostatnie dwa lata, co roku podwajaliśmy produkcję. Stale inwestujemy również w poszukiwanie oraz wydobycie gazu w Polsce, gdzie odkrywamy dodatkowe zasoby tego surowca, pozwalające utrzymać krajową produkcję gazu na stabilnym i wysokim poziomie” – mówi Daniel Obajtek, prezes PKN Orlen.
Produkcja gazu ziemnego w Polsce – eksploatacją krajowych złóż zajmuje się głównie PGNiG z Grupy ORLEN – w 2022 roku wyniosła ok. 3,43 mld m3 (w przeliczeniu na gaz wysokometanowy o kaloryczności 39,5 MJ/m3), wobec 3,51 mld m3 rok wcześniej. Niewielki, bo 2,3-proc. spadek wolumenu produkcji spowodowany był wydłużeniem procesów inwestycyjnych, na skutek epidemii COVID-19 w latach 2020-2021. Ubiegłoroczna krajowa produkcja gazu ziemnego Grupy Orlen pokryła 20,6% zapotrzebowania na gaz ziemny w Polsce, potwierdzając znaczenie dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju.
Produkcja gazu za granicą wyniosła w ub.r. 4,3 mld m3. Spółki z Grupy Orlen oprócz Polski prowadzą obecnie wydobycie gazu ziemnego na czerech rynkach Norwegii, Kanadzie, Pakistanie oraz na Litwie (i dodatkowo poszukiwania w Libii i Zjednoczonych Emiratach Arabskich). W ub.r. udział gazu ziemnego w wydobyciu wyniósł 74% (z 191 k boe/d) i przedstawiał się następująco: Polska 62,3 k boe/d, Norwegia: 62,4 k boe/d, Kanada 7,5 k boe/d, Pakistan 5,2 k boe/d. W największym stopniu wzrósł wolumen zrealizowany na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Produkcja PGNiG Upstream Norway z Grupy Orlen wyniosła 3,15 mld m3, co oznacza wzrost o blisko 122%, licząc rok do roku (z 1,42 mld m3).
Norweski Szelf Kontynentalny, gdzie Grupa posiada 98 koncesji i prowadzi wydobycie na 17 złożach jest kluczowy dla realizacji wzrostu wydobycia gazu ziemnego przewidzianej w aktualizacji Strategii Orlen2030. W najbliższych trzech latach prognozowany jest dalszy wzrost wydobycia gazu w Norwegii, do poziomu ok. 4 mld m3 rocznie, a w perspektywie 2030 roku – nawet do ok. 6 mld m3 rocznie.
Aktualnie realizowane w Grupie ORLEN projekty pozwolą w ciągu najbliższych 3 lat zwiększyć krajowe wydobycie także do ok. 4 mld m3
Planowane nakłady na wydobycie węglowodorów w ub.r. miały wynieść 0,46 mld zł (nie uwzględniały planów przejętej Grupy Lotos i PGNiG). Ostatecznie, po przejęciu aktywów wydobywczych, zrealizowany CAPEX wyniósł 2,2 mld zł.
W 2023 r. koncern planuje zwiększyć nakłady w tym segmencie do 6,4 mld zł (i 4 mld zł na rozwój sieci dystrybucji), m.in. na projekty PGNiG Upstream Norway i Lotos Norge oaz Orlen Upstream w Polsce i Kanadzie. Nakłady w Norwegii mają stanowić 10,6% planowego CAPEX-u Grupy Orlen, który ma wynieść 36,2 mld zł, czyli wyniosą 3,84 mld zł, a w Kanadzie 1,3% (0,47 mld zł). Udział Pakistanu, Libii, ZEA w planowanych nakładach to łącznie ok. 1%, a Litwy, gdzie Grupa Orlen ma też aktywa petrochemiczne, sieć dystrybucji – 4,7%. Na tej podstawie można szacować, że nakłady na wydobycie w Polsce wyniosą do 2 mld zł. Wyraźnie widać, że priorytetowe destynacje to Norwegia i Polska, przy czym konsolidacja pozwoliła na istotne zwiększenie inwestycji.
Gaz ziemny pochodzący z wydobycia własnego (PGNiG Upstream Norway) na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, to ważne źródło surowca dostarczanego do Polski poprzez Baltic Pipe, który został uruchomiony 1 października 2022 r., a przesył tą rurą jest systematycznie zwiększany. W 2023 r. przez ten podmorski gazociąg planowane jest przesłanie ok. 6,5 mld m3 gazu, z czego blisko połowę może stanowić surowiec pochodzący z wydobycia własnego Grupy Orlen. Zarezerwowała ona ok. 8 mld m3 rocznej przepustowości. Planowany wzrost wydobycia własnego umożliwi w ciągu najbliższych lat przesyłanie poprzez Baltic Pipe coraz większych wolumenów gazu pochodzących z własnego wydobycia ze złóż w Norwegii. W 2030 roku będą mogły stanowić nawet aż 75% łącznej zarezerwowanej przepustowości tego gazociągu.
Według stanu na 2022 rok, Grupa Orlen dysponuje udokumentowanymi rezerwami węglowodorów wynoszącymi łącznie 1279,6 mln boe (w tym udział gazu ziemnego na poziomie 73%), z czego 733,6 mln boe, a więc ponad połowa to udokumentowane źródła krajowe (w których udział gazu ziemnego wynosi 81%).
W 2030 r. w wydobycie gazu w Polsce ma wynieść ok. 12 mld m3. Zgodnie ze Strategią Orlen2030 nakłady inwestycyjne na wydobycie i obrót gazem mają wynieść 70 mld zł, czyli 8,8 mld zł średniorocznie.
