Poszukiwany, poszukiwana

Orlen dynamicznie rozwija poszukiwania i wydobycie węglowodorów w Norwegii i w Polsce. Nic dziwnego, w ten sam sposób działają również globalne firmy sektora oil and gas. Dla Polski skuteczne działania spółek poszukiwawczych to wzrost bezpieczeństwa. Energetyczne źródła oparte o wiatr i słońce są kapryśne. Dlatego by zapewnić sieciom energetycznym stabilność, zwłaszcza w okresach wzmożonego zapotrzebowania na energię, niezbędne jest uzupełnianie produkcji OZE o elastyczne rozwiązania oparte głównie na gazie ziemnym. Poza tym sczerpane złoża stwarzają możliwość wykorzystania ich jako naturalne magazyny, nie tylko do przechowywania zapasów samego gazu ziemnego, ale także gromadzenia dwutlenku węgla. Skuteczne poszukiwania: W 2024 r. Orlen Upstream Norway wykonał na Norweskim Szelfie Kontynentalnym sześć odwiertów poszukiwawczych i rozpoznawczych, odkrywając lub potwierdzając zasoby ropy, gazu i kondensatu. Na tym nie koniec, bo w styczniu 2025 r., w ramach rundy koncesyjnej APA 2024, Orlen zdobył osiem nowych. FOT. ORLEN Grupa Orlen konsekwentnie intensyfikuje działania w segmencie upstream, zarówno na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, jak i na polskich aktywach wydobywczych. Dzięki nowym odkryciom, zaawansowanym inwestycjom i strategicznemu podejściu, Orlen systematycznie zwiększa własne wydobycie ropy i gazu, co jest kluczowe dla bezpieczeństwa energetycznego Polski i wsparcia transformacji energetycznej.W 2024 r. łączna produkcja gazu ziemnego Grupy Orlen w Polsce i za granicą wzrosła do rekordowych 8,6 mld m sześc., co stanowi wzrost o 20 proc. w porównaniu do roku poprzedniego. Produkcja ta pokryła niemal połowę rocznego zapotrzebowania Polski na gaz ziemny. Zgodnie ze strategią, Orlen dąży do zwiększenia łącznego wydobycia gazu ziemnego ze złóż krajowych i zagranicznych do 12 mld m sześc. w 2030 r., z zamiarem utrzymania tego poziomu do 2035 r. Wzrost wydobycia ma być realizowany przede wszystkim poprzez inwestycje w Polsce i Norwegii.— Obszar upstream jest jednym z głównych kierunków rozwoju, określonych w strategii Grupy Orlen do 2035 r. Znacząco przyczynia się do zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego naszego kraju i stanowi źródło paliwa pomostowego do odpowiedzialnej transformacji. Wyraźny wzrost produkcji błękitnego paliwa z własnych złóż w 2024 r. to ważny krok w osiągnięciu celów założonych na najbliższe lata — podkreśla Wiesław Prugar, członek zarządu ds. Upstream, Orlen.Możliwości na Norweskim Szelfie KontynentalnymNorweski Szelf Kontynentalny to kluczowy rynek dla działalności poszukiwawczo-wydobywczej Orlen. W 2024 r. produkcja spółki Orlen Upstream Norway wyniosła ponad 4,5 mld m sześc. gazu, co oznacza wzrost o ponad 45 proc. w stosunku do 2023 r. Gaz ten jest przesyłany do Polski gazociągiem Baltic Pipe. Do 2030 r. planowany jest dalszy wzrost produkcji w Norwegii do około 6 mld m sześc. rocznie.W 2024 r. Orlen Upstream Norway wykonał sześć odwiertów poszukiwawczych i rozpoznawczych, odkrywając lub potwierdzając zasoby ropy, gazu i kondensatu szacowane na 66-129 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej (boe), z czego 11,0-22,3 mln boe przypada na Orlen. FOT. pb Wśród sukcesów 2024 r. znalazło się odkrycie złoża Cerisa, trzeciego pod względem wielkości odkrycia na Norweskim Szelfie Kontynentalnym w tamtym roku, z zasobami 18-39 mln boe (5,4-11,7 mln boe dla Orlen). Jego bliskość do złoża Duva pozwoli na obniżenie kosztów i skrócenie czasu zagospodarowania.Również w 2024 r., pomyślnie zakończono wiercenia rozpoznawcze na złożach Adriana (28-43 mln boe gazu i kondensatu, 3,3-5,1 mln boe dla Orlen) oraz Sabina (17-39 mln boe, 2,0-4,7 mln boe dla Orlen), zlokalizowanych na Morzu Norweskim.W maju 2025 r. ogłoszono odkrycie złoża E-prospect na obszarze Skarv, szacowane na 3-7 mln baryłek ropy naftowej, z dodatkowym mniejszym złożem do 2 mln baryłek. Bliskość istniejącej infrastruktury hubu Skarv, obejmującego już złoża Ærfugl Nord i Gråsel, zapewni wysoką efektywność zagospodarowania. W sierpniu 2025 r. Orlen poinformował największym odkryciu na Norweskim Szelfie Kontynentalnym w tym roku — projekcie Omega Alfa. Złoże to, zlokalizowane w obszarze Yggdrasil na Morzu Północnym, zawiera zasoby wydobywalne szacowane na 96-134 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej (10,5-15 mln boe dla Orlen). Wiercenia w ramach projektu Omega Alfa ustanowiły rekord długości odwiertów horyzontalnych na szelfie norweskim, trzy z nich przekroczyły 10 km, a w trakcie prac zastosowano zaawansowaną technologię geo-steeringu.Osiągane sukcesy wzmacniają pozycję Orlen na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, który poza Polską jest dla koncernu głównym obszarem, jeśli chodzi działalność poszukiwawczo-wydobywczą. Dzięki stabilnemu otoczeniu regulacyjnemu, dobrej współpracy z partnerami koncesyjnymi oraz stale rozwijanym kompetencjom norweska spółka Orlen skutecznie wykorzystuje obecność na Szelfie do budowania wartości Grupy Orlen.Orlen Upstream Norway, wspólnie z partnerami koncesyjnymi, zakończył także kolejną fazę zagospodarowania złoża Ormen Lange, drugiego co do wielkości złoża gazowego na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Instalacja czterech podwodnych sprężarek gazu na głębokości 900 m, sterowanych i zasilanych z lądu energią odnawialną pozwoli zwiększyć całkowitą ilość gazu możliwą do wydobycia ze złoża o 30-50 mld m sześc., podnosząc współczynnik wykorzystania zasobów z 75 proc. do 85 proc. Dzięki temu wydobycie ze złoża przypadające na Orlen Upstream Norway wzrośnie o dodatkowe 0,5 mld m sześc. rocznie w szczytowym okresie, osiągając łącznie 1,5 mld m sześc. gazu rocznie.Ostatnim ze zrealizowanych w Norwegii projektów było wydobycie ze złoża Andvare, co nastąpiło pod koniec września 2025 r. Tym samym liczba złóż eksploatowanych przez koncern w Norwegii wzrosła do dwudziestu jeden. Andvare zapewni Orlenowi około 300 mln m sześc. gazu ziemnego.W styczniu 2025 r., w ramach rundy koncesyjnej APA 2024, Orlen pozyskał osiem nowych koncesji na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, zwiększając swój udział do 101 koncesji. Nowe obszary są strategicznie położone w pobliżu już produkujących lub zagospodarowywanych złóż, takich jak Yggdrasil, Tommeliten Gamma, Sleipner, Duva i Ørn, co umożliwi szybsze i tańsze uruchomienie ewentualnej produkcji.Pieniądze zostają na miejscuW Polsce produkcja gazu ziemnego Grupy Orlen w 2024 r. wyniosła około 3,3 mld m sześc. Koncern dąży do zwiększenia rocznego wydobycia z krajowych złóż do 4 mld m sześc. do 2030 r. Obecnie Orlen posiada w Polsce łącznie 238 koncesji związanych z poszukiwaniem i wydobyciem węglowodorów na lądzie. Krajowa produkcja gazu pokrywa około 20 proc. zapotrzebowania Polski na gaz ziemny, co potwierdza jej znaczenie dla bezpieczeństwa energetycznego.W lutym 2025 r. Orlen ogłosił odkrycie nowego złoża Siedlemin w Wielkopolsce, w pobliżu Jarocina, którego zasoby oszacowano na ponad 235 mln m sześc. gazu ziemnego. Szybkie uruchomienie produkcji z tego złoża będzie możliwe dzięki dobrze rozwiniętej infrastrukturze wydobywczej w regionie.W kwietniu 2025 r., w Wielkopolsce, Orlen rozpoczął wydobycie gazu ze złoża Grodzewo, którego zasoby szacowane są na blisko ćwierć miliarda m sześc. gazu ziemnego. Odwiert o głębokości niemal 3 tys. m pozwoli na pozyskiwanie surowca przez około osiemnaście lat.Wielkopolska jest kluczowym regionem na energetycznej mapie Polski, gdzie Orlen wydobywa najwięcej błękitnego paliwa w kraju, z produkcją osiągającą w 2024 r. około 1,64 mld m sześc. Orlen intensyfikuje również wydobycie z już eksploatowanych złóż. W grudniu 2024 r. koncern sfinalizował budowę tłoczni gazu ziemnego w Kopalni Kościan-Brońsko (woj. wielkopolskie). Uruchomienie zespołu sprężarek pozwoli zwiększyć wydobycie gazu ziemnego z tych złóż łącznie o dodatkowe około 10 mld metrów sześciennych i wydłuży okres eksploatacji kopalni o kilkanaście lat. W sierpniu 2025 r. Orlen potwierdził 700 mln m sześc. zasobów wydobywalnych gazu ziemnego ze złoża Trzebusz w województwie zachodniopomorskim, podnosząc łączne zasoby w tym rejonie do 2,3 mld m sześc. Planowane kolejne wiercenia mogą zwiększyć te zasoby nawet do 5 mld m sześc.— Zgodnie z przyjętą strategią intensyfikujemy działania mające na celu zwiększenie, w ciągu kolejnych kilku lat, wydobycia gazu ze złóż krajowych. Dlatego ważne jest dla nas każde odkrycie i każdy odwiert, z którego możemy pozyskać błękitne paliwo. Optymalizacja kosztów pozwala nam na takie działanie. Własne zasoby to najpewniejsze źródło dostaw do naszych odbiorców, dające tym samym istotny wkład w bezpieczeństwo energetyczne naszego kraju — komentuje Wiesław Prugar.Działalność wydobywcza Grupy Orlen przynosi również wymierne korzyści finansowe lokalnym społecznościom. Wydobycie węglowodorów wiąże się z opłatą eksploatacyjną, dzieloną pomiędzy gminy (60 proc.), powiaty i województwa (po 15 proc.) oraz Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej (10 proc.). W 2024 r. Grupa Orlen przekazała łącznie ponad 110,5 mln zł z tytułu opłaty eksploatacyjnej i ponad 89,5 mln zł z tytułu podatku od nieruchomości do budżetów samorządowych.