Orlen integruje krajowe wydobycie, by zwiększać produkcję węglowodorów

Zamykamy żmudny proces konsolidacji naszych lądowych aktywów wydobywczych w Polsce – mówi Wiesław Prugar, członek zarządu Orlenu ds. upstream.

Na jakim etapie jest konsolidacja krajowych aktywów wydobywczych w Grupie Orlen?

Trwają intensywne prace, ale jesteśmy już na ich finiszu. Przeprowadziliśmy uzgodnienia z właściwymi ministerstwami. Odpowiadamy na dodatkowe pytania dotyczące tego procesu i liczymy że niebawem będziemy mogli ogłosić termin walnego zgromadzenia, na którym zapadną ostateczne decyzje. Chcielibyśmy, aby proces konsolidacji krajowych, lądowych aktywów wydobywczych w spółce Orlen Upstream Polska zakończył się w tym roku.

A kiedy dojdzie do konsolidacji innych aktywów wydobywczych poza granicami kraju?

Zgodnie ze strategią, wszystkie podmioty działające w Norwegii, Afryce, Kanadzie czy Pakistanie będą funkcjonować poprzez spółki zależne w 100 proc. od Orlen S.A. i wchodzące w skład Grupy Kapitałowej. Oznacza to, że jeżeli prowadzimy działalność na przykład w Norwegii, to tą spółką jest Orlen Upstream Norway, jeżeli w Afryce Północnej, to jest to Orlen Upstream North Africa, a w Kanadzie – Orlen Upstream Canada itd.

Polska elektroenergetyka odchodząc od węgla przestawia się na gaz. Coraz więcej projektów jest planowanych, a inwestorzy startują w aukcjach rynku mocy. To oznacza, że zapotrzebowanie na gaz w Polsce raptownie wzrośnie?

Jeżeli chcemy zbudować większą ilość mocy w energetyce bazującej na gazie, to oczywiście wiąże się to z rozwojem rynku gazowego. Dlatego gaz jeszcze przez wiele lat będzie potrzebny. I to nie tylko z punktu widzenia energetyki, ale też przemysłu. Gaz jest niezbędny w wielu procesach technologicznych. Średnio na wyprodukowanie jednego GW mocy energii elektrycznej potrzeba ok. 2,5 GW mocy w gazie dostarczonym.

Jakie są prognozy Orlenu dotyczące zapotrzebowania na gaz?

Zakładając realizację wszystkich projektów inwestycyjnych, zaplanowanych w elektroenergetyce, przyjmujemy, że w naszym systemie w 2030 roku powinno pojawić się zapotrzebowanie nawet na ok. 27 mld m sześc. gazu. Ale podkreślam, jest to uzależnione od zintegrowanego popytu w energetyce, przemyśle, a także w gospodarstwach domowych. Obecnie jest to ok. 17–18 mld m sześc. gazu. Mamy więc jeszcze dużo do zrobienia.

Jako koncern jesteśmy gotowi zapewnić odpowiednie wolumeny, odpowiadające rynkowemu zapotrzebowaniu. Dlatego w strategii wyraźnie mówimy, że chcemy utrzymać bezpieczeństwo energetyczne i zwiększyć poziom własnego wydobycia z naszych złóż, by osiągnąć ok. 12 mld m sześc. gazu. Pozostałą ilość zabezpieczamy importem od innych dostawców, głównie poprzez LNG.

Gaz ma stabilizować OZE, wówczas, gdy zielonej energii brakuje. Oznacza to, że te elektrownie będą pracować krócej przez kilka godzin, a jeśli tak, to będą potrzebować mniej paliwa…

Elektrownie gazowe wspierające OZE pewnie będą spalać mniej gazu, niżby mogły przy pracy ciągłej. Naszym zadaniem jest jednak zabezpieczenie maksymalnej dostępności surowca, niezależnie od czasu pracy tych jednostek. Na pewno niektóre z nich będą pracowały w krótszych cyklach. W przemyśle zapotrzebowanie na gaz, jako surowiec, jest jednak ciągłe.

Jakie są cele wydobywcze Orlenu na kolejne lata?

Dzisiaj nasze wydobycie wynosi ponad 8 mld m sześc. gazu i rozkłada się mniej więcej po połowie na Polskę i Norwegię, z niewielkim udziałem innych krajów. Polskie wydobycie chcemy zwiększyć z obecnych 3,7 mld m sześc. do 4 mld m sześc., a wydobycie poza Polską do 8 mld m sześc., z czego większość będzie pochodziła z Norwegii i trafiała do naszego kraju przez gazociąg Baltic Pipe. Celem do 2030 r. jest dostarczanie 12 mld m sześc. gazu z naszych koncesji.

Jak więc to zrobić? Nowych złóż jest jak na lekarstwo…

Będziemy konsekwentnie realizować nasze plany związane z poszukiwaniem nowych złóż w Polsce. W tym roku chcemy zrealizować prace wiertnicze, które pokażą, z jakim potencjałem mamy do czynienia.

Czy nowym Podkarpaciem będzie Wielkopolska, gdzie znajdują się złoża gazu niekonwencjonalnego, to tzw. tight gas?

W Wielkopolsce produkujemy gaz ziemny od lat 60. Pojęcie tight gas jest z punktu inżynierskiego dość nieprecyzyjne i oznacza skały zbiornikowe, które mają małą przepuszczalność i porowatość. W Wielkopolsce prowadzimy wydobycie na złożach gazowych o tych słabszych parametrach zbiornikowych od wielu lat. Nie wykorzystujemy jednak na szeroką skalę nowych technologii wiercenia otworów horyzontalnych i szczelinowania hydraulicznego, ze względu na uwarunkowania geologiczne. Natomiast na Podkarpaciu, gdzie w pobliżu Przemyśla wiercimy obecnie otwory kierunkowo-horyzontalne, sięgamy do struktur o coraz trudniejszych własnościach zbiornikowych.

Z technologią szczelinowania?

Odcinki kierunkowe lub horyzontalne pozwalają często na produkcję bez potrzeby szczelinowania. Przynajmniej na początku nie będziemy tam realizować dużych zabiegów intensyfikacyjnych (szczelinowań). Mają na to wpływ czynniki ekonomiczne – efektywność ekonomiczna tych złóż broni się bez tego. Nauczyliśmy się tej technologii, mamy takie możliwości, ale będziemy z nich korzystać wyłącznie, kiedy będzie to uzasadnione.

Skoro szczelinowanie hydrauliczne, to szykuje się powrót gazu łupkowego?

Z perspektywy dzisiejszych uwarunkowań ekonomicznych, powrotu do tego tematu na szeroką skalę nie ma. W Polsce stwierdziliśmy obecność gazu łupkowego, ale trudne warunki geologiczne, a przez to wysokie koszty sprawiły, że rachunek ekonomiczny nie pozwolił na takie inwestycje. Brakowało nam wtedy efektu skali, który jest np. w Ameryce, przekładającego się na obniżenie kosztów. Może się to jednak zmienić, bo technologie się rozwijają, a co za tym idzie, zmniejszają się koszty. W przyszłości być może będziemy po nie sięgać. Gdy jednak mówimy o wydobyciu gazu na potrzeby produkcji energii elektrycznej, to nie jest celem budowanie jednostek energetycznych za wszelką cenę, lecz to, by energia była dostępna, także cenowo.

Co ze złożami ropy na Bałtyku odziedziczonymi po Lotosie? Jest szansa na zwiększenie wydobycia ropy?

Obecnie produkujemy ropę i gaz ze złóż B3 i B8. Prowadzimy proces konsolidacji wszystkich aktywów morskich wokół ORLEN Petrobaltic. Jednak Bałtyk nie jest szczególnie perspektywiczny, jeśli chodzi o zasoby, których potrzebujemy, by osiągnąć zakładane wielkości wydobycia.

Gdzie w takim razie Orlen widzi jeszcze potencjał nowych złóż w Polsce?

Nasze wysiłki koncentrują się na udostępnianiu trochę trudniejszych obiektów w rejonach złóż już istniejących i eksploatowanych. Ma to ekonomiczne uzasadnienie, ponieważ istnieje tam już infrastruktura. Wydobywamy także gaz, który pozostał w złożach, podnosząc poziom jego sczerpania. Oczywiście prowadzimy szereg prac poszukiwawczych, które zmierzają do udokumentowania nowych zasobów węglowodorów.

Czy Orlen planuje wystartować w kolejnych aukcjach na nowe złoża w Norwegii?

Nie wykluczamy takich możliwości zarówno samodzielnie, jak i z partnerami. Każdy przypadek będziemy analizować indywidualnie. Norwegia to bardzo skonsolidowany rynek producentów, jesteśmy w partnerstwach z większością najważniejszych graczy w tym rejonie. Mamy na rynku mocną pozycję, zajmujemy 7. pozycję pod względem wydobycia gazu i 8., jeżeli chodzi o produkcję ogółem. Produkujemy ponad 100 tys. baryłek ekwiwalentu ropy naftowej dziennie. Zakładamy zwiększenie wydobycia zarówno poprzez coroczne rundy przetargowe, jak i akwizycje, a także poprzez projekty, które pozwalają nam podnieść wydobycie z już istniejących złóż, jak choćby instalowanie sprężarek na dnie morza.

Zarząd Orlenu podczas prezentacji strategii do 2035 r. zapowiadał inwestycje w USA. Czy chodzi o nabycie udziałów w złożach?

Podczas prezentacji naszej strategii mówiliśmy, że racjonalnym rozwiązaniem w przyszłości byłoby zwiększanie rentowności całego łańcucha dostaw surowca. Jeżeli mamy kontrakty na dostawy LNG i importujemy gaz z USA, to w dłuższym horyzoncie czasowym dobrze byłoby zwiększyć bezpieczeństwo energetyczne poprzez posiadanie udziałów w terminalu eksportowym LNG. Prowadzimy w tym kierunku analizy, żadne decyzje jeszcze nie zapadły.

Co dalej ze złożami ropy i gazu w Kanadzie? Będą sprzedawane?

Nie mamy obecnie takich planów. Perspektywa się zmienia – USA importuje coraz więcej ropy i gazu z Kanady, a w Kolumbii Brytyjskiej otwarto nowy terminal LNG. Analizujemy i oceniamy obecnie, jak kanadyjskie aktywo wpasowuje się do naszej strategii. Podobnie jest z Pakistanem i Libią.

Mówimy dużo o gazie. A ropa?

Orlen przerabia setki tysięcy baryłek ropy naftowej dziennie. Bezpieczeństwo dostaw, niższe ceny, a także dostępność surowca dla polskiego przemysłu przemawiają za tym, by zwiększać możliwości dostarczania własnej ropy.

Czy technologia wychwytywania i składowania CO2 w złożach po gazie i ropie (technologia CCS) jest już opłacalna?

Technicznie jest to już możliwe, ale nie ma jeszcze zamkniętego łańcucha wychwytu, transportu i składowania dwutlenku węgla w Polsce. Technologia CCS to rozwiązanie korzystne dla przemysłu czy elektroenergetyki, które mogłyby w ten sposób magazynować wychwytywany CO2. Od dłuższego czasu pracujemy nad projektami zarówno w Polsce, jak i Norwegii, współpracując z takimi firmami jak Aker BP czy Equinor. Orlen podchodzi do tego projektu kompleksowo od wychwytu po magazynowanie. W Polsce część upstreamowa koncernu skupia się na tej części procesu, która jest związana z zatłaczaniem i magazynowaniem. Z jednostkami naukowymi wyznaczamy obiekty pod sekwestrację CO2. Mamy to dobrze przemyślane, wiemy, że jest to możliwe i wiemy, gdzie chcemy to zrobić. Oczywiście, priorytetem jest dla nas dekarbonizacja naszych zakładów produkcyjnych, np. w Płocku czy Włocławku. Prowadzimy również rozmowy, m.in. z cementowniami na temat współpracy przy projektach z zakresu CCS. Największym wyzwaniem, póki co wydaje się być wychwytywanie i transport CO2. To proces, który wymaga wysokich nakładów inwestycyjnych, a także pewnych zmian w prawie. Zatłaczanie jest już prostszym procesem. Znamy struktury geologiczne, są one w naszym zasięgu, wiemy, jak to robić. Nasze zobowiązanie dotyczące wychwytywania i składowania to 4 mln ton CO2 do 2035 roku. Chcemy się z niego w pełni wywiązać.

CV

Dr inż. Wiesław Prugar

 jest ekspertem branży energetycznej z 40 letnim doświadczeniem. Absolwent Akademii Górniczo Hutniczej w Krakowie, gdzie uzyskał tytuł magistra inżyniera na Wydziale Maszyn Górniczych i Hutniczych oraz doktora na Wydziale Geologii Geofizyki i Ochrony Środowiska. Podczas pracy w Polskim Górnictwie Naftowym i Gazownictwie zajmował wiele stanowisk zarządczych. Z Orlenem był związany od 2005 r. do 2017 r. jako prezes zarządu spółki Orlen Upstream. Wieloletni członek rad nadzorczych spółek kapitałowych, w tym z udziałem Skarbu Państwa jak i członek Rady Dyrektorów Energy and Geoscience Institute (EGI) na Uniwersytecie Utah. W ciągu ostatnich ośmiu lat, zarządzał również projektami inwestycyjnymi niskoemisyjnych źródeł wytwarzania energii oraz energetyki odnawialnej w sektorze prywatnym. Od maja 2024 r. członek zarządu Orlenu odpowiedzialny za segment poszukiwań i wydobycia (upstream).