Najbezpieczniej i najtaniej jest posiadać ropę i gaz z własnych złóż

Orlen nie posiada tak dużych zasobów węglowodorów, aby nawet w połowie zaspokoić popyt na nie naszego kraju. Nie zakłada też, że kiedykolwiek to się stanie. Innych graczy na tym rynku w zasadzie nie ma. W efekcie jesteśmy skazani na import.

Z tego artykułu dowiesz się:

• Jakie są główne determinanty zapotrzebowania Polski na import węglowodorów?
• W jaki sposób niestabilność geopolityczna wpływa na krajowe ceny paliw i surowców?
• Jakie zmiany odnotowano w zasobach i wydobyciu ropy oraz gazu Grupy Orlen?
• W jakim stopniu krajowe i norweskie wydobycie gazu wzmacnia bezpieczeństwo energetyczne Polski?
• Jakie projekty i strategie Orlen realizuje w celu zwiększenia wydobycia gazu ziemnego?

Atak USA i Izraela na Iran spowodował ogromny wzrost cen ropy naftowej, gazu ziemnego i produktów powstających na bazie tych surowców. W zaledwie tydzień od wybuchu wojny kurs ropy Brent zwyżkował o prawie 20 proc. Kontrakty na gaz ziemny z dostawą na kwiecień podrożały na holenderskim TTF-ie o prawie 60 proc., a na polskiej Towarowej Giełdzie Energii kontrakty spotowe wzrosły o niespełna 70 proc.

To znajduje odzwierciedlenie w cenach paliw. Orlen w hurcie sprzedaje benzynę bezołowiową Eurosuper 95 po cenach o 12 proc. wyższych niż przed tygodniem. Z kolei olej napędowy Ekodiesel zdrożał o 28 proc. Na stacjach zwyżki na razie są mniejsze, ale to szybko może się zmienić. Z danych e-petrol.pl wynika, że w ciągu tygodnia benzyna Pb95 zdrożała o 25 gr na litrze, diesel o 41 gr, a autogaz o 8 gr. Mocno drożeją też nawozy azotowe, przy produkcji których kluczowym surowcem jest gaz ziemny. Z tego powodu grupa Azoty czasowo wstrzymała przyjmowanie na ten produkt nowych zamówień.

W otoczeniu coraz wyższych cen ropy i gazu w zdecydowanie najlepszej sytuacji są te kraje i firmy, które posiadają i eksploatują istotne złoża obu surowców oraz dodatkowo mają w miarę duże możliwości ich swobodnego transportu. Jak na tym tle wygląda sytuacja Polski, w tym spółek notowanych na warszawskiej giełdzie?

Foto: Parkiet

W grupie Orlen nieznacznie spadło wydobycie ropy i gazu

Nad Wisłą jedynym istotnym graczem na rynku ropy i gazu, a w wielu jego obszarach monopolistą, jest grupa kapitałowa Orlen. Z najnowszych danych wynika, że w 2025 r. koncern zanotował niewielki, 5-proc. spadek zasobów tych surowców. Zmalały one w każdym z pięciu krajów, w których jest obecna grupa, czyli w Polsce, Norwegii, Kanadzie, Pakistanie i na Litwie. „Na koniec 2025 r. zasoby węglowodorów należące do grupy Orlen wynosiły 1242 mln boe, z czego około 75 proc. to zasoby gazu ziemnego. W tym: w Polsce 673,7 mln boe, w Norwegii 386,8 mln boe, w Kanadzie 142,3 mln boe, w Pakistanie 38,3 mln boe, na Litwie 0,8 mln boe” – informuje dział prasowy Orlenu.

W koncernie nieznacznie zmalała też łączna produkcja gazu ziemnego (o 1,9 proc.) oraz ropy, kondensatu i NGL (o 6,6 proc.). W przypadku błękitnego paliwa zanotowana zniżka jest konsekwencją mniejszej ilości pozyskanego surowca w Norwegii, Kanadzie i Pakistanie. Wydobycie gazu wzrosło za to w Polsce (o 2 proc.). Z kolei wydobycie ropy, kondensatu i NGL spadło w Norwegii, Pakistanie i na Litwie, a wzrosło w Polsce (o 2,6 proc.) i Kanadzie.

Analizując te dane należy zauważyć, że tylko część z pozyskanych przez Orlen surowców może być przez niego wykorzystana na własne potrzeby (np. do produkcji rafineryjnej i petrochemicznej) lub szerzej na potrzeby naszego kraju. W przypadku ropy tylko wydobycie w Polsce i na Litwie pomaga w dywersyfikacji kierunków dostaw tego surowca. Wydobycie to zaspokaja potrzeby Orlenu tylko w minimalnym stopniu.

Nieco lepiej jest z gazem ziemnym. Koncern istotne jego ilości wydobywa w Polsce i Norwegii i z obu tych lokalizacji wykorzystuje surowiec do zwiększenia krajowego bezpieczeństwa energetycznego. W 2025 r. pozyskał z polskich złóż 37,1 TWh (terawatogodziny) gazu, a z norweskich 47,2 TWh. Zakładając, że do odbiorców końcowych trafiło około 193,6 TWh surowca (ostatnie oficjalne dane URE dotyczą jednak 2024 r.), to z obu tych kierunków zaspokojono krajowy popyt odpowiednio w 19,2 proc. i 24,4 proc. Jak z tego wynika, większość błękitnego paliwa nasz kraj i tak musiał importować.

W tym kontekście pojawia się pytanie, czy Orlen jest w stanie istotnie zwiększyć wydobycie ropy i gazu, tak aby w jeszcze większym stopniu niż obecnie zaspokajać krajowe zapotrzebowanie. Pytany o planowany poziom wydobycia w tym roku informuje jednak, że prognoz nie podaje. Chętniej mówi o poszczególnych, kluczowych projektach.

Orlen chce pozyskiwać więcej gazu z własnych złóż

„W zakresie krajowych projektów wydobywczych grupa Orlen realizuje szereg kluczowych inwestycji, mających istotny wpływ na zwiększenie krajowych zasobów gazu. Wśród nich należy wskazać odkrycie złoża Siedlemin w pobliżu Jarocina (woj. wielkopolskie), którego zasoby szacowane są na blisko 250 mln m sześc. gazu” – informuje spółka. Zapewnia, że dzięki dobrze rozwiniętej infrastrukturze w regionie uruchomienie produkcji z tego złoża będzie przebiegać sprawnie i efektywnie.

Ponadto grupa planuje kolejne wiercenia w rejonie pasa nadmorskiego, gdzie niedawno potwierdzono wzrost zasobów wydobywalnych błękitnego paliwa ze złoża Trzebusz o około 700 mln m sześc. Wstępne szacunki wskazują, że w wyniku prowadzonych prac dostępne zasoby gazu mogą wzrosnąć z obecnych 2,3 mld m sześc. nawet do 5 mld m sześc.

„W końcówce 2025 r. grupa Orlen uruchomiła produkcję ze złoża gazu w Różańsku, którego zasoby szacowane są na 1,2 mld m sześc. Inwestycja ta, realizowana w ramach rozbudowy Kopalni Ropy Naftowej i Gazu Ziemnego Dębno, pozwoli na zwiększenie wydobycia także z innych eksploatowanych już złóż” – zapewnia spółka. W efekcie krajowe wydobycie może wzrosnąć nawet o 130 mln m sześc. rocznie.

W Norwegii największe projekty wydobywcze prowadzone przez zależną spółkę Orlen Upstream Norway obejmują kontynuację zagospodarowania obszaru Yggdrasil oraz złóż Fenris i Ørn. Łączne zasoby przypadające na polski koncern z tych trzech aktywów przekraczają 100 mln boe (baryłki ekwiwalentu ropy naftowej). „Obecnie realizowane inwestycje zapewnią dostęp do ponad 150 mln boe, a rozpoczęcie eksploatacji ze złóż znajdujących się w fazie zagospodarowania planowane jest na lata 2026–2029. Dodatkowo Orlen Upstream Norway posiada udziały w złożach, które pozostają jeszcze bez planu zagospodarowania, a łączny potencjał zasobowy przypadający na spółkę to ponad 35 mln boe” – informuje płocka spółka.

Grupa rozwija również inne projekty poszukiwawczo-wydobywcze. Dostrzega zwłaszcza możliwości ich realizacji w Polsce, Norwegii i Ameryce Północnej. Wzrost zasobów może też być konsekwencją udanych poszukiwań oraz przejęć. Orlen przypomina, że jego celem jest zwiększenie wydobycia do poziomów zakładanych w strategii. Ta mówi, że do 2035 r. koncern chce zwiększyć ilość pozyskiwanego z własnych złóż gazu do 12 mld m sześc. z 9,1 mld m sześc. zanotowanych w 2024 r.

„Przedstawione w strategii plany dotyczące zwiększenia wydobycia węglowodorów zakładają zarówno rozwój organiczny, jak i nieorganiczny. Bieżący monitoring portfela projektów nie wyklucza pozyskiwania nowych obszarów koncesyjnych, ale także rekonfiguracji już posiadanych aktywów” – ocenia Orlen. Chodzi zwłaszcza o realizację transakcji fuzji i przejęć, prowadzenie prac w ramach joint venture, jak i o proces zabezpieczenia praw koncesyjnych na drodze administracyjnej.

Wydobycie ropy i gazu to ciężki kawałek chleba

Poza grupą Orlen nie ma dziś graczy, którzy realizowaliby lub nawet dawali nadzieję, że w najbliższej przyszłości będą realizowali projekty wydobywcze w obszarze ropy i gazu mogące istotnie zwiększyć dostawy tych surowców do finalnych odbiorców. W marcu 2025 r. o zainicjowaniu projektu, którego ostatecznym celem jest poszerzenie zakresu działalności o wydobycie błękitnego paliwa, informował Unimot. Spółka pytana o to, co do dziś udało się w jego ramach osiągnąć, powtarza to samo co kilka miesięcy temu. „Cały czas trwają intensywne prace i analizy związane z rozwojem tego obszaru w ramach grupy Unimot, również z możliwością nawiązania współpracy z podmiotami zewnętrznymi, co zapowiadaliśmy w komunikacie prasowym. Na obecnym etapie nie możemy przekazać więcej informacji, ponieważ stanowią one tajemnicę przedsiębiorstwa lub są objęte umowami o poufności zawartymi z potencjalnymi partnerami” – twierdzi biuro prasowe Unimotu.

Taki sam zestaw informacji, jak w październiku 2025 r., przekazał nam Tarczyński pytany o efekty prac na koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy i gazu oraz wydobywanie tych surowców ze złóż na obszarze Grabówka (woj. dolnośląskie). W komunikacie prasowym podano wówczas, że grupa rozpoczęła próbną eksploatację złoża gazowego Grabówka E. Równolegle przeprowadziła badania sejsmiczne całego obszaru koncesyjnego, w tym złoża Grabówka W, aby zaktualizować wiedzę o charakterystyce złóż w oparciu o najnowsze techniki rozpoznania. Oba złoża znajdują się około 15 km od jej siedziby i głównego zakładu.

Tarczyński podjął się realizacji projektu wydobywczego w związku z zawirowaniami na rynku gazu w 2022 r., kiedy ceny były bardzo wysokie, a dostępność surowca zagrożona. Celem inwestycji była zarówno dywersyfikacja ryzyka, jak i wykorzystanie potencjału wynikającego z lokalizacji pozyskanych złóż. Tarczyński informował też, że w pierwszym etapie, w ramach próbnej eksploatacji Grabówki E, planuje wydobywać surowiec, który zaspokoi jedynie 9 proc. tego, co dotychczas kupował na rynku.

O tym, że inwestycje w poszukiwania i wydobycie ropy i gazu to „ciężki kawałek chleba” przekonał się KGHM. W 2019 r. pozyskał koncesję na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy i gazu na obszarze Nowe Miasteczko (woj. lubuskie). „Wyniki prac koncesyjnych nie zaowocowały odkryciem czy udokumentowaniem złóż węglowodorów. W I kwartale 2025 roku KGHM zrzekł się przedmiotowej koncesji” – informuje Artur Newecki, rzecznik prasowy spółki. Dodaje, że w 2025 r. koncern nie prowadził prac w zakresie poszukiwań i wydobycia ropy i gazu i nie planuje takowych również w 2026 r. Co więcej, KGHM ani żadne firmy z grupy nie rozważają obecnie żadnych opcji związanych z koncesjami na poszukiwania i wydobycie ropy i gazu oraz budowy magazynów paliwa gazowego lub CO2.