Ostatnie lata pokazały dobitnie, jak kruche są podstawy funkcjonowania rynków. Najpierw pandemia koronawirusa zachwiała łańcuchami dostaw w różnych obszarach gospodarki, a następnie wojna w Ukrainie rozpętana przez Rosję wstrząsnęła europejską energetyką. Agresor był dotychczas głównym dostawcą surowców energetycznych do Europy, z kolei terytorium Ukrainy było jednym z głównych szlaków przesyłowych. W wyniku sankcji nałożonych na Rosję, ale też wcześniejszych decyzji Moskwy, utrzymanie dotychczasowego status quo nie było możliwe.
Niezależnie od wojny handel surowcami rosyjskimi już wcześniej wiązał się z ryzykami biznesowymi. Rosja podbijała sztucznie ceny gazu kierowanego do Europy.
Gazprom wywiązywał się co prawda z kontraktów długoterminowych, ale ograniczał ilości gazu kierowane na rynki spotowe, powodując w ten sposób wyraźny wzrost cen surowca.
Bolesna lekcja nie poszła na marne
Już wcześniej Polska przez długie lata doświadczała nierównego traktowania przez rosyjskiego dostawcę, który sprzedawał gaz do Polski po cenach wyższych niż na Zachód, nie bacząc na krótszy szlak przesyłu, tylko dlatego że byliśmy w tym czasie uzależnieni od dostaw z jednego kierunku.
Wyciągnęliśmy wnioski z tej gorzkiej lekcji, budując infrastrukturę gazową. Zainwestowaliśmy w interkonektory, czyli połączenia gazowe z sąsiednimi krajami. Od 2016 roku eksploatowany jest terminal w Świnoujściu, którego moce są rozbudowywane z 6,2 mld m sześc. do 8,3 mld m sześc. Umożliwia on zakupy gazu skroplonego LNG od producentów z różnych części świata. Dodatkowo powstaje terminal pływający w okolicach Gdańska.
Zbudowaliśmy też podmorski rurociąg Baltic Pipe łączący złoża w Norwegii z polskim systemem przesyłowym. Jego roczna przepustowość wynosi 10 mld m sześc. Orlen zarezerwował około 8 mld m sześc. na swoje potrzeby. Koncern sprowadza tą drogą między innymi gaz z własnych złóż ulokowanych na Północy. Jak informowała spółka, w 2030 r. wolumeny z własnego wydobycia złóż w Norwegii będą mogły stanowić około trzech czwartych zarezerwowanej przepustowości.
Umiesz liczyć? Licz na siebie!
Dotychczasowe doświadczenia Polski pokazują, że najpewniejszymi ze źródeł dostaw są te, na które mamy wpływ. Czyli własne. W kraju gaz ziemny wydobywa się głównie na Podkarpaciu, w Wielkopolsce i w Lubuskiem. Pokłady gazu znajdują się też pod dnem Bałtyku.
Jak podaje Państwowy Instytut Geologiczny, stan wydobywalnych zasobów gazu ziemnego w kraju wynosił 153,53 mld m sześc., z kolei zasoby wydobywalne zagospodarowanych złóż gazu ziemnego to 105,3 mld m sześc. (blisko 70 proc. ogólnej ilości zasobów wydobywalnych).
Orlen produkuje w Polsce rocznie około 3,5 mld m sześc. gazu. Biorąc pod uwagę, że roczne zużycie błękitnego paliwa w kraju wynosi obecnie około 17 mld m sześc., krajowa produkcja zaspokaja około 20 proc. popytu. W ostatnich latach produkcja gazu nieznacznie spadała, w 2021 roku wynosiła 3,51 mld m sześc., rok później 3,43 mld m sześc., z kolei w 2023 roku było to 3,34 mld m sześc. Spółka zapowiada jednak odwrócenie trendu. Wydobycie ma wzrosnąć do około 4 mld m sześc. w perspektywie kolejnych kilku lat. Spółka poprawia efektywność produkcji z istniejących złóż i pracuje nad nowymi, oceniając potencjał geologiczny zasobów ulokowanych na terenie kraju, szczególnie na Podkarpaciu oraz w województwie lubuskim i wielkopolskim.
To nie tylko kwestia bezpieczeństwa dostaw, ale też wymierne wpływy z tytułu opłat i podatków płynące do samorządów, na terenie których prowadzona jest działalność. Tak więc na przykład w 2022 roku PGNiG (obecnie połączone z Orlenem) przekazało do samorządowych budżetów tylko z tytułu opłaty eksploatacyjnej od wydobycia ropy i gazu ponad 140 mln zł, a z tytułu podatku od nieruchomości przeznaczonych pod infrastrukturę związaną z eksploatacją węglowodorów prawie 73 mln zł.
Północne złoża pasują do układanki
Niezależnie od tego koncern rozwija działalność wydobywczą w Norwegii. To o tyle ważne, że gaz norweski może bezpośrednio zasilać krajowy system dzięki wspominanemu już połączeniu Baltic Pipe.
Jak informują przedstawiciele grupy, w 2023 roku produkcja na norweskim szelfie kontynentalnym wyniosła ponad 3 mld m sześc., a już w tym roku może wzrosnąć do około 4,5 mld m sześc. Dotychczas spółka systematycznie kupowała nowe złoża na Północy. Teraz chce skoncentrować się na organicznym rozwoju norweskiej produkcji, stawiając na wzrost wydobycia z posiadanych aktywów, choć nie wyklucza zakupów, jeśli pojawią się korzystne oferty. Przedstawiciele firmy zapowiadają, że ich celem jest dojście do około 10 mld m sześc. rocznego wydobycia łącznie na rynku krajowym i norweskim.
W Polsce zakładany jest wzrost zużycia gazu w kolejnych okresach. Według szacunków Gaz-Systemu największe zapotrzebowanie na surowiec pojawi się w latach 2030–2032, zależnie od przyjętego scenariusza. Jeśli przyjąć opcję optymalnego rozwoju, maksymalny popyt pojawi się w 2032 roku i wyniesie 27,5 mld m sześc. W przypadku umiarkowanego wzrostu szczyt zużycia nastąpi w 2030 roku i będzie to 24,8 mld m sześc.
Widać więc, że własna produkcja grupy będzie musiała być dalej uzupełniana importem. Duża część gazu sprowadzana będzie drogą morską w postaci LNG poprzez terminal w Świnoujściu i za kilka lat w Gdańsku. Orlen wykorzystuje też część mocy terminala w litewskiej Kłajpedzie, następnie gaz jest transportowany rurociągami do Polski. Polska kupuje LNG m.in. ze Stanów Zjednoczonych, Kataru czy Norwegii . Orlen, by zapewnić nieprzerwane dostawy gazu do kraju, zabezpiecza na własny użytek flotę gazowców, którymi transportuje gaz skroplony. Obecnie w użyciu są cztery specjalistyczne statki, w przyszłym roku dołączą do nich kolejne dwa, a rok później następne dwa. W niedługim czasie spółka będzie dysponować ośmioma metanowcami.
Wszystkie te działania mają zapewnić bezpieczne i niezawodne dostawy gazu do odbiorców w całym kraju. Paliwo musi trafiać bez przeszkód zarówno do firm energetycznych i przemysłowych, jak i gospodarstw domowych. Będzie ono pełnić rolę surowca pomostowego między erą węgla a erą nisko- i zeroemisyjnej energetyki, wydatnie wspomagając proces transformacji w Polsce.
Opinia Partnera cyklu: Orlen
Robert Czekaj, dyrektor wykonawczy ds. poszukiwań i wydobycia, Orlen
Wydobycie gazu ziemnego przez Orlen z własnych złóż – krajowych i zagranicznych
– jest jednym z filarów bezpieczeństwa energetycznego. W ubiegłym roku stanowiło ponad 40 proc. zużycia błękitnego paliwa w Polsce, co pokazuje skalę udziału obszaru upstream w zaspokojeniu krajowego zapotrzebowania na gaz, a dostępne prognozy wskazują na wzrost jego znaczenia w miksie źródeł wytwarzania energii.
Warto podkreślić, że ponad połowę tej wartości stanowiło wydobycie ze złóż krajowych, co jest niejako dodatkową gwarancją nieprzerwanego łańcucha dostaw do odbiorców w Polsce. Wspominam o tym, ponieważ dostawy gazu pochodzące ze źródeł krajowych są najpewniejsze, a co za tym idzie, najbezpieczniejsze. Ich udział na poziomie ok. 20 proc. krajowego zużycia jest nie tylko wkładem znaczącym, ale pozwala także spokojniej planować i racjonalnie zarządzać dostawami z importu, które mamy dobrze zdywersyfikowane i zakontraktowane na poziomie w pełni zabezpieczającym popyt na to paliwo. Celem nadrzędnym krajowego segmentu upstream w Grupie Orlen jest utrzymanie wydobycia gazu na tym relatywnie wysokim poziomie przez wiele kolejnych lat. Jest to zadanie wymagające, ponieważ struktury geologiczne w naszym kraju mamy dość dobrze rozpoznane, a wydobycie z wielu złóż realizujemy od długiego czasu. Dlatego wciąż inwestujemy w poszukiwania i wydobycie krajowych węglowodorów, wykorzystując do tego zaawansowane technologie, a przede wszystkim ogromne doświadczenie naszych ekspertów: geologów i inżynierów. Dodatkowo, aby jeszcze bardziej zwiększyć efektywność procesu poszukiwań i eksploatacji złóż węglowodorów w Polsce, obecnie w ramach Grupy Orlen realizujemy proces integracji krajowych aktywów upstream. Pracujemy m.in. nad ustaleniem optymalnej struktury operacyjnej dla podmiotu, który powstanie z połączonych aktywów dawnego PGNiG, Lotosu oraz Orlenu. Mając na pokładzie doświadczonych pracowników i ich wyjątkowe kompetencje, unikalne nie tylko w skali kraju, ale także w wymiarze międzynarodowym, integracja aktywów usptream Grupy Orlen w jednej spółce umożliwi zdecydowanie efektywniejsze zarządzanie tym ogromnym potencjałem, który dotychczas był rozproszony w kilku podmiotach.
