Orlen przerabia dziennie w swoich rafineriach 600 tys. baryłek ropy, przy czym surowiec z własnych pokładów stanowi stosunkowo nieduży udział. Koncern chciałby, by udział własnego surowca w przyszłości się zwiększył, ale realizacja tego planu będzie uzależniona od możliwości inwestycyjnych grupy. - Musimy pomyśleć na poważnie o obrocie własną ropą na większą skalę, by być bezpiecznym. Powinniśmy dywersyfikować dostawy również w obszarze ropy, nie tylko gazu. To jest proces, przy czym trzeba o tym myśleć rozsądnie, uwzględniając transformację – mówił Prugar. - Myślę, że dobrze byłoby produkować w przyszłości około 200 tys. baryłek ropy dziennie – dodał.

Produkcja w 2025 roku wyniosła 8,7 mld m sześc. gazu ziemnego i 2,6 mln ton w przypadku ropy naftowej. Wynik upstream odpowiada za 34 proc. EBITDA. Koncern prowadzi wydobycie w Polsce (28,2 mln boe - baryłek ekwiwalentu ropy), Norwegii (37,9 mln boe), w Pakistanie (2,5 mln boe) i w Kanadzie (5,3 mln boe).

Gaz krajowy to podstawa

Grupa chce rozwijać produkcję błękitnego paliwa z własnych złóż. Obecnie roczne zużycie gazu w Polsce wynosi blisko 20 mld metrów sześc., ale po 2030 r. może się ono zwiększyć do 27 mld m sześc. Plany Orlenu uwzględniają ten trend. Wydobycie gazu ma wzrosnąć do 12 mld m sześc. w 2030 roku, z czego 4 mld m sześc. pochodzić będzie z Polski, a około 8 mld m sześc. ze złóż zagranicznych, głównie z Norwegii.

Dziś krajowe wydobycie gazu wynosi rocznie 3,7 mld m sześc. Są to złoża pracujące od dawna, dojrzałe i w dużej mierze sczerpane. - Sięgamy po coraz mniejsze i trudniejsze zasoby. Naszą ambicją jest utrzymanie wydobycia, ewentualnie zwiększenie do 4 mld metrów sześc. do 2030 roku – mówi Wiesław Prugar, członek zarządu Orlenu ds. upstream. Nowe technologie pomagają sprostać wyzwaniu, na szeroką skalę wykorzystywana jest AI, pojawiają się możliwości dokładnego obrazowania struktur podziemnych, także tych bardzo głębokich, firmy mogą korzystać z narzędzi statystycznych, analitycznych mitygujących ryzyka tworzone są cyfrowe modele złóż. Następuje dzięki temu poprawa efektywności i istotne przyspieszenie prac. Poprawia się współczynnik sczerpywania. Średnio na świecie wynosi on zaledwie 15 proc., tymczasem Orlen w Polsce na jednym z bałtyckich złóż osiągnął poziom 36 proc.

W Polsce wydobycie realizowane jest głównie na Podkarpaciu i zachodzie kraju. Według stanu na koniec 2025 roku, zasoby krajowych węglowodorów szacowane są na 673,7 mln boe, z czego około 75 proc. to gaz ziemny. Aktywa produkcyjne Orlenu znajdują się na terenie 11 województw, ponad 60 powiatów i około 200 gmin.

Prugar podkreślał, że lokalna produkcja jest niezwykle ważna, bo po pierwsze nie występuje tu ryzyko geopolityczne, a po drugie – zapewnia wpływy do budżetów samorządowych i utrzymuje miejsca pracy, co jest niezwykle ważne z punktu widzenia lokalnych społeczności. Firmy wydobywcze ponoszą opłatę eksploatacyjną, która jest dzielona pomiędzy gminy (60 proc.), powiaty (15 proc.), województwa (15 proc.) oraz Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (10 proc.). Do budżetów gmin odprowadzony jest także podatek od nieruchomości.

Kanadyjski potencjał

Polskie złoża są wyeksploatowane, ale i basen norweski jest już dość dojrzały. Trudno tam o lukratywne projekty gwarantujące długotrwałą produkcję. Myślenie o skokowym wzroście wydobycia w Norwegii jest wyzwaniem, może następować jedynie w wyniku zakupu aktywów – podkreślają przedstawiciele Orlenu.

Dlatego koncern szuka nowych dróg rozwoju, dążąc do budowy kolejnej nogi w upstreamie. Trwają prace poszukiwawcze w Libii. W tym roku zrealizowane zostaną dwa odwierty. – Mam nadzieję, że będziemy się mogli czymś pochwalić – mówi Prugar. Nawet jeśli jednak pojawiłyby się dobre wiadomości, na wyniki w postaci realnej produkcji trzeba byłoby poczekać, zagospodarowanie złóż to długotrwały proces.

Duży potencjał kryje się w rynku kanadyjskim. W prowincji Alberta działa spółka zależna koncernu, Orlen Upstream Canada, która wydobywa około 16 tys. baryłek dziennie. Organicznie jest w stanie w ciągu 3-4 lat zwiększyć ją do 25 tys. baryłek. Ameryka Północna Orlen pracuje nad aktualizacją strategii, w której odniesie się również do swoich planów wydobywczych. Miała ona być opublikowana w maju, ale ze względu na geopolityczną niepewność ogłoszenie dokumentu nastąpi w późniejszym terminie.

Trendy rynkowe sprzyjają inwestycjom

Przedstawiciele Orlenu podkreślają, że popyt na energię elektryczną będzie rósł. Tłumaczą to rozwojem energochłonnych technologii cyfrowych, reindustrializacją poszczególnych regionów świata czy rosnącym zużyciem energii przez kraje rozwijające się. Zanim nowe technologie opanują rynki na dobre, konieczne będzie wykorzystanie tradycyjnych paliw w sektorze energetycznym, ze szczególnym naciskiem na gaz ziemny, który jest paliwem przejściowym między węglem a czystymi technologiami.

Globalne zapotrzebowanie na ropę w tym roku ma wynieść 104,8 mln boe (ekwiwalentu baryłek ropy naftowej). Przewidywany jest blisko 6-proc. roczny wzrost globalnego biznesu upstreamowego do 2030 roku.

Podejście świata do biznesu wydobywczego zmieniło się w ostatnich latach. Koncerny inwestują w poszukiwanie i wydobycie, by zapewnić bezpieczeństwo energetyczne na rynkach, gdzie funkcjonują. - W wyniku zjawisk, które następują i rosnącego zapotrzebowania na energię, świat trochę inaczej reaguje na nasz sektor. Następuje racjonalizacja myślenia, dodatkowo kryzysy geopolityczne zmieniają podejście do kwestii zaopatrzenia gospodarek w surowce energetyczne – mówi Wiesław Prugar, członek zarządu Orlenu ds. upstreamu.

Prugar informował, że Polska jest bardzo dobrej sytuacji, jeśli chodzi o dostawy gazu ziemnego. Konflikt irański i blokada Cieśniny Ormuz nie zachwiały importem surowca. Co prawda nie przypłynęły statki z LNG z Kataru, ale gaz z tego kierunku stanowi zaledwie 10 proc. całości dostaw. Surowiec sprowadzany jest do Polski głównie ze Stanów Zjednoczonych, choć docierają do nas ładunki również z Norwegii, Nigerii, Egiptu, Trynidaru, Tobago czy Gwinei Równikowej. Realizujemy też dostawy gazu gazociągowego ze złóż norweskich, gdzie Orlen prowadzi wydobycie. Surowiec sprowadzany jest podmorskim gazociągiem Baltic Pipe o przepustowości 10 mld m sześc. rocznie. Rozbudowane są też połączenia gazowe między Polską a krajami sąsiednimi, co daje dodatkowe możliwości handlowania gazem.

- Mamy silną organizację tradingową, połączenia gazowe, magazyny, które stanowią dodatkowe zabezpieczenie – mówił Prugar. Według niego gazu nie powinno zabraknąć, mimo blokady Cieśniny Ormuz, bo Stany Zjednoczone są w stanie szybko zwiększać produkcję. Kierują się ekonomiką projektów, a ta przemawia za zwiększaniem wydobycia. Choć na pewno istotne będzie, jak długo potrwa bliskowschodni konflikt.