Grupa ORLEN zwiększyła wydatki na bezpieczeństwo energetyczne Polski
Nakłady inwestycyjne ORLENU związane z rozwojem własnego wydobycia ropy i gazu wyniosły po III kw. tego roku 4 mld zł. To aż o 25 proc. więcej niż w analogicznym okresie 2022 r. wydały na ten cel spółki, które tworzą obecnie multienergetyczny koncern. 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. W ten sposób inwestycje koncernu przyczyniają się do wzmocnienia bezpieczeństwa i suwerenności energetycznej Polski.
Konsekwentnie realizujemy nasz strategiczny cel, jakim jest wzmacnianie bezpieczeństwa energetycznego Polski. Dowodzą tego inwestycje w obszarze wydobycia ropy i gazu, na które w ciągu pierwszych dziewięciu miesięcy 2023 roku przeznaczyliśmy 4 mld złotych. 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
– mówi Daniel Obajtek, Prezes Zarządu ORLEN.
Po dziewięciu miesiącach tego roku wydatki inwestycyjne Grupy ORLEN związane z poszukiwaniem i wydobyciem ropy i gazu sięgnęły 4 mld złotych i były o ok. 1 miliard złotych wyższe niż w tym samym okresie 2022 r. wyniosły łączne inwestycje w tym obszarze ORLENU, LOTOSU i PGNiG.
Inwestycje Grupy ORLEN w sektorze upstream koncentrowały się na rynkach polskim i norweskim, które 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. Sukcesem zakończyły się poszukiwania gazu na Lubelszczyźnie – w lutym 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. To druga co do wielkości kopalnia ropy naftowej w Polsce. Efektem prowadzonych prac będzie zwiększenie możliwości wydobywczych 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. 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 tego 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 już w przyszłym roku produkcja gazu ziemnego przez Grupę ORLEN na Norweskim Szelfie Kontynentalnym przekroczy 4 mld m sześc.
Przejęcie KUFPEC Norway to nie jedyna norweska akwizycja 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.
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.
