Orlen inwestuje w bezpieczeństwo energetyczne

Gaz jest paliwem przejściowym w transformacji energetyki. Bloki opalane błękitnym paliwem nadal będą zastępować wygaszane stopniowo jednostki węglowe. Bez gazu nie będzie też możliwe zazielenianie ciepłownictwa, które wciąż opiera się na węglu. Niezależnie od tego będzie wciąż zużywany przez przemysł i w gospodarstwach domowych. Orlen zabezpiecza od lat dostawy paliwa na polski rynek, inwestując w wydobycie i podpisując kontrakty z partnerami z całego świata

Krajowe zużycie błękitnego paliwa wyniosło w 2022 r. ok. 17 mld m sześc., rok wcześniej było to 20 mld m sześc. W 2030 r. może wzrosnąć nawet do 28 mld m sześc. Elektrownie gazowe są niezbędne, by zabezpieczyć stabilne dostawy energii. W kolejnych latach coraz większy udział w miksie będą miały odnawialne źródła energii, których produkcja uzależniona jest od pogody. Uzupełniać je będzie docelowo energetyka atomowa, ale zanim powstanie atom – zadanie to w dużej mierze realizować będą jednostki gazowe.

Orlen od lat wspiera bezpieczeństwo energetyczne kraju, podpisując umowy na dostawy błękitnego paliwa od różnych dostawców. Dzięki temu, gdy wiosną 2022 r. rosyjski Gazprom wstrzymał przesył gazu do Polski, w kraju nie zabrakło paliwa. Od lat firma podpisywała umowy kupna z producentami surowca, dywersyfikując dostawy. Było to możliwe dzięki rozbudowie infrastruktury.

Gaz skroplony wyszedł na prowadzenie

Orlen sprowadza gaz skroplony poprzez terminal LNG w Świnoujściu, korzysta też z terminalu LNG w litewskiej Kłajpedzie. Zarezerwował również moce pływającego terminalu, który powstanie w Zatoce Gdańskiej na przełomie 2027 i 2028 roku. Jego zdolności regazyfikacyjne wyniosą 6,1 mld m sześc. gazu ziemnego rocznie.

W 2022 r. dostawy LNG były głównym źródłem pozyskiwania gazu z zagranicy. Odpowiadały aż za 43 proc. całego importu surowca – wyniosły ok. 6 mld m sześc. Przestawienie się na dostawy morskie było efektem kryzysu gazowego w Europie wywołanego wojną, jaką Rosja rozpętała w Ukrainie.

Łącznie do Świnoujścia (od uruchomienia terminala do 15 grudnia br.) zrealizowano 264 dostawy o wolumenie rzędu 20 mln t. Najwięcej ładunków przypłynęło z Kataru (130) oraz ze Stanów Zjednoczonych (113). Dostawy do Polski docierały jednak również z innych krajów, w tym z Norwegii (13), Nigerii (3), Trynidadu i Tobago (3), Egiptu (1) oraz Gwinei Równikowej (1). Gaz skroplony trafiający do Polski w zdecydowanej większości jest poddawany procesowi regazyfikacji i w stanie lotnym trafia do krajowej sieci, a następnie końcowych odbiorców.

Gazowce zwiększą elastyczność dostaw

Orlen rozbudowuje flotę gazowców, które będą w kolejnych latach przewozić ładunki LNG na potrzeby grupy. Koncern będzie użytkował osiem statków na podstawie długoterminowej umowy czarterowej podpisanej z norweską spółką Knutsen OAS Shipping (6 statków) oraz greckim Maran Gas Maritime (2 statki). Armatorzy bedą odpowiadać za obsadę załogi i stan techniczny jednostek, natomiast PGNiG Supply & Trading – spółka tradingowa Orlenu działająca w Londynie – będzie miała pełną kontrolę handlową nad jednostkami.

Firma ma je czarterować przez okres dziesięciu lat, z możliwością przedłużenia. Każdy statek może przetransportować ok. 70 tys. t gazu skroplonego, co odpowiada około 100 mln m sześc. gazu ziemnego w stanie lotnym. To tyle, ile średnio zużywają przez tydzień wszystkie gospodarstwa domowe w Polsce. Rozmiar statków został dobrany w taki sposób, by mogły wpłynąć niemal do każdego terminala LNG na świecie. Działalność operacyjną realizują już cztery gazowce. Zgodnie z planem ostatnie jednostki wejdą do użytku w 2025 r.

Statki wyposażono w rozwiązania zwiększające ich efektywność energetyczną i ograniczające wpływ na środowisko naturalne. Mowa między innymi o zintegrowanym zarządzaniu poborem energii elektrycznej oraz systemie ponownego skraplania pozwalającym na odzyskanie gazu, który w czasie transportu ulega naturalnemu odparowaniu.

Własne wydobycie – najlepsza gwarancja dostaw

Strategia Orlenu do 2030 r. zakłada inwestycje na poziomie 320 mld zł, przy czym 70 mld zł z tej kwoty ma zostać przeznaczone na rozwój projektów wydobywczych oraz obrót i dystrybucję gazu. Segment upstreamowy będzie się intensywnie rozwijał, w 2030 r. jego EBITDA ma wynieść 90–100 mld zł, podczas gdy łączna EBITDA całej grupy w tym czasie wyniesie ponad 400 mld zł. Koncern założył, że wydobycie własne dojdzie do 12 mld m sześc. gazu, z czego połowa ma pochodzić z Norwegii.

Orlen wciąż umacnia swoją pozycję na Szelfie Norweskim, gdzie kupuje kolejne aktywa. W tej chwili prowadzi działalność na 19 złożach produkcyjnych, do tego dochodzi osiem w fazie zagospodarowania. Dzięki ostatniemu zakupowi 100 proc. udziałów w KUFPEC Norway, spółce zależnej Kuwait Foreign Petroleum Exploration Company, tamtejsza roczna produkcja gazu przez koncern wzrośnie skokowo o ok. 1 mld m sześc., do ponad 4 mld m sześc.

To nie koniec akwizycji w tym rejonie. Rozmowy w tej sprawie toczą się nieustannie. A historia pokazuje, że grupa dokonuje zakupu średnio raz w roku. Przedstawiciele spółki informowali, że należy przeprowadzić jeszcze kilka, pewnie dwie do czterech akwizycji, by uzyskać kolejne dwa miliardy metrów sześciennych gazu. Pozwoli to zrealizować plan strategiczny zakładający wydobycie gazu w Norwegii na poziomie 6 mld m sześc. rocznie.

Po sfinalizowaniu zakupu firmy KUFPEC Norway koncern będzie miał ósme miejsce wśród graczy na szelfie norweskim pod względem całkowitej produkcji (ta wyniesie ponad 100 tys. baryłek ekwiwalentu ropy naftowej dziennie), natomiast pod względem produkcji gazu awansuje na siódme miejsce. Grupa będzie posiadać 94 koncesje na norweskim szelfie kontynentalnym, co daje jej piąte miejsce wśród firm działających na tym obszarze.

Ten kierunek jest istotny, bo produkowany w Norwegii gaz jest przesyłany do Polski gazociągiem Baltic Pipe. Przepustowość połączenia wynosi 10 mld m sześc. rocznie, z tego Orlen zarezerwował ponad 80 proc. Założeniem jest by jak największa część tej przepustowości była wypełniona gazem z własnego wydobycia.

Krajowe pokłady gazu

Poza Norwegią grupa prowadzi wydobycie na niewielką skalę w Pakistanie (ok. 300 mln m sześc. rocznie). Surowiec jest sprzedawany na miejscu. Od 2013 r. ma też koncesje w Kanadzie, główne tamtejsze aktywa znajdują się w prowincji Alberta. Eksploatacja na tym rynku jest prowadzona głównie ze złóż łupkowych, przy wykorzystaniu odwiertów horyzontalnych i zabiegów szczelinowania hydraulicznego. Działalność poszukiwawcza prowadzona jest też w Zjednoczonych Emiratach Arabskich.

Spółka nie przestaje inwestować w produkcję krajową. Co prawda tutejsze złoża gazu są w dużej mierze sczerpane, rozproszone, a surowiec trudno dostępny. Koncern dokłada jednak starań, by eksploatować krajowe pokłady węglowodorów do końca, maksymalnie je wykorzystywać, między innymi dzięki nowym technologiom i narzędziom cyfrowym, które w ostatnich latach zostały w tym celu opracowane.

Obecnie wydobycie krajowe wynosi ok. 3,5 mld m sześc. gazu rocznie. Grupa zarządza 52 kopalniami ropy i gazu, głównie na południu i zachodzie Polski. Produkcja prowadzona jest również ze złóż krajowych na Morzu Bałtyckim.

Rośnie pojemność magazynowa

Zapasy to kluczowy element bezpieczeństwa energetycznego w kraju. Orlen rozpoczął rozbudowę Podziemnego Magazynu Gazu w Wierzchowicach w województwie dolnośląskim. Obiekt powstał w miejscu dawnego złoża gazu ziemnego. Rozbudowa jest największą tego typu inwestycją w segmencie magazynowania gazu. Po jej zakończeniu pojemność instalacji wzrośnie o 60 proc., do 2,1 mld m sześc.

Łączna pojemność magazynowa w Polsce w wyniku prowadzonych prac wzrośnie o jedną czwartą, do ponad 4 mld m sześc. gazu. Taki wolumen odpowiada dziesięciomiesięcznemu zużyciu gazu przez wszystkie gospodarstwa domowe w kraju. To ważne zabezpieczenie gwarantujące ciągłość dostaw na wypadek nieprzewidzianych wydarzeń.

Zielony kierunek

Gaz ziemny będzie jeszcze długi czas wykorzystywany w Polsce – w energetyce, ciepłownictwie, przemyśle i w gospodarstwach domowych. Ale Grupa Orlen myśli już o przyszłości, przygotowując się na nową, potransformacyjną rzeczywistość. Realizuje inwestycje w odnawialne źródła energii – słoneczne i wiatrowe, te ostatnie zarówno na lądzie, jak i na morzu.

Ale realizuje też strategię wodorową. Wydatki w tym obszarze mają sięgnąć ok. 160 mld zł. Do 2030 r. Orlen chce mieć 1 GW mocy zainstalowanej w instalacjach produkcji nisko- i zeroemisyjnego wodoru. Celem jest produkcja ok. 130 tys. t wodoru odnawialnego. Firma planuje budowę dziesięciu hubów wodorowych – w Polsce, Czechach i na Słowacji.

Badane są możliwości przesyłania wodoru z wykorzystaniem należących do Grupy Orlen sieci przesyłowych gazu ziemnego. Liczą one ok. 200 tysięcy kilometrów długości. Dodatkowo należące do spółki wielkoskalowe magazyny gazu ziemnego mogą zostać rozbudowane o dodatkowe kawerny nadające się do długoterminowego magazynowania wodoru.

Plany w zakresie biogazu

Istotnym elementem strategii Orlenu jest budowa biogazowni i biometanowni. Odpowiedzialna za ten obszar jest spółka PGNiG BioEvolution. To ona zajmuje się poszukiwaniem projektów, przygotowaniem do budowy instalacji oraz kompleksowego zarządzania produkcją. Dodatkowo ma integrować rozwijane do tej pory w ramach grupy przedsięwzięcia, w tym posiadane już instalacje biogazowe.

Koncern do 2030 r. zamierza produkować co najmniej 1 mld m sześc. biogazu rocznie. Produkcja jest ze wszech miar pożądana. Umożliwia przetwarzanie odpadów i wytwarzanie z otrzymanego biogazu ciepła, energii elektrycznej czy paliwa gazowego, utylizując przy tym odpady uciążliwe dla ludzi i środowiska. Instalacje produkujące biogaz i biometan idealnie wpisują się w gospodarkę obiegu zamkniętego.

Orlen od lat działa aktywnie, starając się zapewnić Polsce bezpieczeństwo energetyczne. Ta kwestia zawsze była dla grupy niezwykle ważna. Obecna sytuacja geopolityczna potwierdza słuszność tego kierunku. Wojna w Ukrainie wywołana przez Rosję i kryzys surowcowy będący jej konsekwencją sprawiły, że cała Europa w jednym momencie podjęła wysiłki w celu dywersyfikacji dostaw węglowodorów, w tym gazu. Stary Kontynent był bowiem uzależniony od importu z Rosji. Polska podjęła kroki w tym kierunku wcześniej, dlatego przeszła przez kryzys suchą stopą. Działania prowadzące do uniezależniania się od dostaw zewnętrznych trzeba kontynuować. Zielona transformacja idzie właśnie w tę stronę. Dlatego dalsze inwestycje w bezpieczeństwo energetyczne nie mogą zwalniać.

partner