W Orlenie spada krajowe wydobycie gazu i ropy

Wprawdzie ubiegłoroczne zniżki nie były duże, ale wpisują się w wieloletni trend spadkowy. W tym roku wydobycie gazu ma już wzrosnąć, ale z ropą będzie jeszcze gorzej. Tak przynajmniej mówią prognozy odnoszące się do złóż dawnego PGNiG.

Wydobycie gazu ziemnego i ropy naftowej w Polsce systematycznie spada, a ubiegły rok tylko potwierdził ten trend. Wprawdzie nasz kraj nigdy nie był istotnym graczem na tym rynku, ale przynajmniej w zakresie błękitnego paliwa w znacznym stopniu zaspokajał swoje potrzeby. Z danych GUS wynika, że w ubiegłym roku produkcja gazu ziemnego (w stanie ciekłym lub gazowym, z wydobycia) wyniosła niemal dokładnie 5 mld m sześc. To o 3,2 proc. mniej, niż zanotowano w 2022 r.

Galimatias z danymi

O spadku wydobycia i produkcji gazu informuje również Orlen, który po przejęciu Lotosu i PGNiG w zasadzie jest jedynym podmiotem zajmującym się tego typu działalnością w Polsce. Z płockiego koncernu niezmiernie trudno jednak pozyskać dane, które nadawałyby się do porównania i w sposób klarowny przedstawiały sytuację w ostatnich latach. To przede wszystkim następstwo stosowania różnych jednostek dotyczących wydobycia i produkcji błękitnego paliwa. Co więcej, w jednym miejscu Orlen stosuje te określenia zamiennie, a w innym informuje, że nie są tożsame.

I tak z ostatnio opublikowanych „Danych finansowo-operacyjnych według segmentów działalności” wynika, że w 2023 r. koncern wyprodukował w Polsce 3,34 mld m sześc. (21,55 mln boe) gazu ziemnego. Wolumen ten nie obejmuje jednak surowca pozyskanego i wykorzystywanego na własne potrzeby związane z działaniem kopalni i niezbędnej infrastruktury, np. do produkcji prądu zasilającego sprężarki, tłocznie, itp. „Oznacza to, że w roku 2023 samo wydobycie, w stosunku do opublikowanej produkcji ze złóż krajowych, było wyższe o ok. 150 mln m sześc. W 2022 roku produkcja gazu ziemnego w Polsce wyniosła łącznie ok. 3,5 mld m sześc.” – informuje zespół prasowy Orlenu. Jak z tego może wynikać, produkcja gazu spadła o 4,6 proc.

Spółka nie podaje już jednak, ile w 2022 r. wynosiło jej wydobycie liczone razem z wchłoniętymi spółkami Lotos i PGNiG. Nie podaje też, ile wynosi ono w rozbiciu na złoża należące pierwotnie do każdego z tych trzech podmiotów. To ważne, zwłaszcza w odniesieniu do PGNiG, gdyż cały czas w mocy są prognozy wydobywcze tej firmy. Opublikowano je ponad dwa lata temu. Założono w nich, że wydobycie błękitnego paliwa w naszym kraju realizowane przez PGNiG będzie wynosić w latach 2021–2023 po 3,7 mld m sześc. rocznie, a w tym roku sięgnie 3,9 mld m sześc. (w przeliczeniu na gaz wysokometanowy). To jedyne konkretne prognozy w grupie Orlen, które odnoszą się do jego działalności wydobywczej w Polsce i teoretycznie mogłyby pozwolić ocenić perspektywy jej rozwoju w tym roku. Problem w tym, że ich użyteczność jest mała, gdyż Orlen nie tylko nie rozlicza się z ich wykonania, ale i sugeruje, że nie zamierza tego robić w odniesieniu do 2024 r.

Orlen zapytany przez nas, dlaczego w 2023 r., czyli w pierwszym pełnym roku funkcjonowania po sfinalizowanych fuzjach z Lotosem i PGNiG, wydobył łącznie mniej błękitnego paliwa niż jeszcze kilka lat temu sam PGNiG, przekonuje, że spadek był niewielki. Zwraca uwagę, że historyczne dane PGNiG odnoszą się do wydobycia. Aby stwierdzić, jaką ten podmiot realizował produkcję gazu, należałoby od wydobycia odjąć wolumen rzędu 0,1–0,2 mld m sześc. Jak przekonuje Orlen, wówczas okazałoby się, że ubiegłoroczny spadek jest niewielki. Według płockiego koncernu ze złóż PGNiG wydobyto w ubiegłym roku około 3,5 mld m sześc. gazu, co jest niemal równe wydobyciu całego Orlenu. Jest tak, gdyż PGNiG od lat odpowiadało za 99 proc. pozyskanego w Polsce gazu. Nie zmienia to faktu, że jego prognoza została zrealizowana w około 95 proc. Ile gazu wydobyło PGNiG w 2022 r., już nie podano. Z kolei z historycznych danych wynika, że w 2021 r. pozyskało 3,65 mld m sześc. surowca i 3,75 mld m sześc. w 2020 r.

Decydujące czynniki

Przez wiele lat dawne PGNiG informowało, że jego celem jest przynajmniej utrzymanie wydobycia gazu w Polsce na poziomie około 4 mld m sześc. rocznie. Co więcej, Orlen w komunikacie sprzed niemal roku podał, że realizowane w koncernie projekty pozwolą w ciągu trzech lat zwiększyć krajowe wydobycie (nie produkcję) do około 4 mld m sześc. Skoro koncern podtrzymuje w mocy prognozę PGNiG, to już w tym roku powinien je zwiększyć o ponad 10 proc. Czy jest to jednak realne, gdy przez ostatnie lata notowano regularne spadki?

Orlen zastrzega, że na poziom krajowego wydobycia wpływa kilka decydujących czynników. Z jednej strony zwiększyły się udokumentowane zasoby w dyspozycji spółki np. poprzez nowe odkrycia, a z drugiej następuje naturalny proces tzw. sczerpania złóż. „Spółka optymalizuje również proces wydobycia z już eksploatowanych złóż, co z kolei przekłada się na lepsze, pełniejsze wykorzystanie zasobów. Natomiast, żeby włączyć nowe zasoby do produkcji, niezbędny jest proces inwestycyjny, tj. zagospodarowanie złoża, podłączanie nowych otworów do eksploatacji, rozbudowa infrastruktury itd.” – tłumaczy Orlen. Dodaje, że w kilku ostatnich latach rynek dotknęła najpierw epidemia, a następnie wybuch wojny w Ukrainie. W efekcie nastąpiły zakłócenia w łańcuchach dostaw i gwałtownie wzrosły ceny, co wpłynęło na realizację inwestycji, a tym samym na wielkość wydobycia. Gdyby tego było mało, pozyskiwanie gazu odbywa się w bardzo wymagających warunkach geologicznych. Z tego powodu nadrzędnym celem grupy Orlen jest utrzymanie wydobycia na relatywnie stabilnym poziomie w perspektywie wielu kolejnych lat.

Na razie do zwiększania wydobycia gazu mogą jednak zniechęcać obowiązujące daniny. Trzeba pamiętać, że w ubiegłym roku Orlen musiał dokonać sięgającego 13 mld zł odpisu gazowego na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny z tytułu wydobycia błękitnego paliwa w Polsce. W tym roku szacuje, że gazowa składka będzie miała ujemny wpływ na wynik biznesu wydobywczego w kwocie około 15,5 mld zł. Orlen faktu spadku krajowego wydobycia z wysokimi daninami na rzecz państwa jednak nie łączy.

Ile na inwestycje?

Jeszcze trudniej niż w przypadku gazu jest określić osiągnięcia koncernu na polskim rynku ropy. Z ostatnich danych wynika, że w 2023 r. Orlen wydobył w Polsce 6,4 mln boe (baryłki ekwiwalentu ropy) ropy naftowej, kondensatu i NGL (gaz składający się z cięższych niż metan molekuł, czyli etanu, propanu, butanu, izobutanu itd.). Danych porównywalnych za 2022 r. już nie opublikował ani w odniesieniu do całego koncernu, ani dla PGNiG, którego prognozy również w obszarze tych surowców obowiązują. Kolejny problem to fakt, że PGNiG szacunki podało w tys. ton. Orlen zapytany przez nas o realizację prognoz przez PGNiG przekonuje, że faktyczne wydobycie było zbliżone do nich, gdyż wyniosło 565 tys. ton (4,4 mln boe). Z kolei prognoza mówiła o 569 tys. ton. W tym roku wydobycie ropy, kondensatu i NGL ze złóż PGNiG ma kolejny rok z rzędu spaść, tym razem do 534 tys. ton. Ile to może być na poziomie całej grupy Orlen, nie wiadomo.

Płocki koncern wśród największych projektów wydobywczych w Polsce wymienia rozbudowę podziemnego magazynu gazu w Wierzchowicach.

„Równie ważne z punktu widzenia rozwoju wydobycia w kraju są trzy kolejne, realizowane aktualnie inwestycje, tj. budowa tłoczni gazu ziemnego na OC KGZ Kościan-Brońsko, zagospodarowanie złoża Różańsko i budowa źródła kogeneracyjnego na potrzeby KRNiGZ Dębno oraz rozbudowę KRNiGZ Lubiatów w celu zwiększenia możliwości produkcyjnych ze złoża Międzychód. W sumie aktualnie spółka realizuje łącznie ponad 200 projektów inwestycyjnych związanych z rozbudową, modernizacjami i remontami” – podaje Orlen. Nie precyzuje, ile pieniędzy chce w tym roku przeznaczyć na poszukiwania i wydobycie ropy i gazu w Polsce. Nie wiadomo też, ile to było w 2023 r. Prawdopodobnie połączenie Orlenu z PGNiG i Lotosem nie przyniosło żadnych istotnych synergii w zakresie krajowego wydobycia i poszukiwań ropy i gazu, gdyż koncern, mówiąc o planowanych i uzyskanych już oszczędnościach z tytułu fuzji, w ogóle tego obszaru działalności tu nie wymienia.