Jednym z fundamentów strategii rozwoju Grupy ORLEN jest segment Upstream & Supply. Koncern konsekwentnie poszukuje nowych złóż węglowodorów i zwiększa ich wydobycie – szczególnie na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.
Grupa ORLEN systematycznie wzmacnia swoją obecność w segmencie upstream. Obok rodzimego rynku, Norweski Szelf Kontynentalny stał się kluczowym kierunkiem ekspansji wydobywczej polskiego koncernu, o czym świadczą zarówno sukcesy osiągnięte w 2024 roku oraz inwestycje realizowane w bieżącym.
Strategia ORLEN 2035 zakłada zwiększenie wydobycia gazu w Norwegii do 6 mld m³ rocznie do 2030 roku i utrzymanie tego poziomu w dłuższej perspektywie. To ambitne założenie nie tylko umacnia pozycję ORLEN jako lidera w regionie, ale przede wszystkim stanowi fundament bezpieczeństwa energetycznego Polski, której rosnące zapotrzebowanie na gaz ziemny będzie wynikać m.in. z transformacji energetycznej i odchodzenia od węgla oraz wykorzystywania gazu jako surowca w przemyśle.
2024 – dobry rok ORLENU w Norwegii
Wzrost produkcji rocznej o ponad 45% do poziomu przekraczającego 4,5 mld m³ gazu ziemnego, to efekty działań spółki ORLEN Upstream Norway w 2024 roku. Rekordowy wynik stanowił istotny wkład do wolumenu surowca przesyłanego do Polski gazociągiem Baltic Pipe, który w ubiegłym roku sięgnął 6,5 mld m³. Pozostała ilość gazu pochodziła z kontraktów zawartych z firmami działającymi na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.
W 2024 roku ORLEN Upstream Norway wspólnie z partnerami koncesyjnymi wykonał sześć odwiertów poszukiwawczych i rozpoznawczych. Prace te pozwoliły potwierdzić lub odkryć zasoby ropy, gazu i kondensatu szacowane na 66–129 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej (boe), z czego 11–22,3 mln boe przypada na ORLEN. Jednym z sukcesów było odkrycie złoża Cerisa z zasobami 18–39 mln boe (w tym 5,4–11,7 mln boe dla ORLEN), którego bliskość do instalacji wydobywczych złoża Duva pozwoli na obniżenie kosztów i skrócenie czasu zagospodarowania. W 2024 roku pomyślnie zakończono także wiercenia rozpoznawcze na złożach Adriana (28–43 mln boe gazu i kondensatu, z czego 3,3–5,1 mln boe dla ORLEN) oraz Sabina (17–39 mln boe, w tym 2–4,7 mln boe dla Orlen), zlokalizowanych na Morzu Norweskim.
Koncesje – fundament strategii działania
ORLEN Upstream Norway dysponuje ok. 100 koncesjami na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, produkcję prowadzi na 21 złożach, a na 7 kolejnych realizuje prace przygotowawcze do uruchomienia wydobycia. W wyniku rundy koncesyjnej APA 2024 (ang. Awards in Predefined Areas) rozstrzygniętej w styczniu 2025 roku, Grupa ORLEN otrzymała osiem nowych koncesji. Siedem na Morzu Północnym, w tym cztery zlokalizowane w rejonie Yggdrasil, jednego z największych i najbardziej perspektywicznych projektów inwestycyjnych w całym regionie. Pozostałe znajdują się w pobliżu złóż, takich jak Tommeliten Gamma, Sleipner i Duva. Grupa uzyskała również jedną koncesję na Morzu Norweskim, w sąsiedztwie złoża Ørn, które jest jednym z głównych aktywów ORLEN w tym rejonie.
To znaczący sukces, biorąc pod uwagę, że o dostęp do tych samych obszarów rywalizowało 21 międzynarodowych podmiotów. W sumie przyznano 53 koncesje, a ORLEN, obok gigantów, takich jak Equinor czy Aker BP, stał się jednym z najbardziej aktywnych graczy na rynku. Osiem nowych koncesji w Norwegii to nie tylko potencjał odkrycia kolejnych złóż, ale także umocnienie pozycji koncernu w jednym z najbardziej wymagających i konkurencyjnych rynków upstream na świecie.
Nowe odkrycia – lepsze perspektywy
W maju 2025 roku ORLEN Upstream Norway wraz z partnerami koncesyjnymi dokonał odkrycia złoża E-prospect na Morzu Norweskim. Zasoby wydobywalne oszacowano na 3–7 mln baryłek ropy naftowej, a dodatkowo zidentyfikowano mniejsze złoże o wielkości do 2 mln baryłek. E-prospect znajduje się w bezpośrednim sąsiedztwie hubu Skarv, jednego z kluczowych obszarów produkcyjnych ORLEN w Norwegii. Z technicznego punktu widzenia, lokalizacja w tak bliskiej odległości od istniejącej infrastruktury – niecałe 8 km od pływającej platformy do produkcji, magazynowania i rozładunku FPSO Skarv – oznacza wyjątkowo korzystne warunki zagospodarowania. Dzięki temu nowe złoże może zostać włączone do eksploatacji w stosunkowo krótkim czasie i przy relatywnie niskich nakładach inwestycyjnych.
Dużym sukcesem poszukiwawczym ORLEN Upstream Norway w 2025 roku było odkrycie Omega Alpha na Morzu Północnym. Według szacunków zasoby wydobywalne wynoszą 96–134 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, co czyni złoże największym odkryciem na Norweskim Szelfie Kontynentalnym w tym roku. ORLEN dysponuje udziały trzema koncesjami związanymi z tym odkryciem, które zapewniają mu dostęp do 10,5–15 mln baryłek ekwiwalentu ropy. Znaczenie Omega Alpha wykracza jednak poza samą wielkość odkrytych zasobów. Projekt ten wyznacza nowe standardy efektywności w działalności poszukiwawczej, zarówno pod względem technologicznym, jak i organizacyjnym. Złoże zostanie zintegrowane z innymi polami obszaru Yggdrasil, co pozwoli osiągnąć wysoką synergię oraz zoptymalizować koszty wydobycia.
Obok odkryć E-prospect i Omega Alpha, ORLEN Upstream Norway uczestniczy również w szeregu innych projektów poszukiwawczo-wydobywczych. Szczególne znaczenie mają projekty satelickie wokół hubów Skarv i Ørn, które stanowią jeden z filarów strategii zwiększania efektywności. W hubie Skarv trwają prace nad zagospodarowaniem złóż Ærfugl Nord, Gråsel, Alve Nord, Idun Nord i Ørn. Każde z nich, choć relatywnie mniejsze niż Omega Alpha, pełni ważną rolę w budowaniu łącznego wolumenu wydobycia. Dzięki bliskości do istniejącej infrastruktury (FPSO Skarv), koszty uruchomienia są niższe, a czas wejścia w fazę produkcji krótszy. Kolejnym znaczącym aktywem jest złoże Ørn na Morzu Norweskim, które w chwili obecnej jest w fazie zagospodarowania. Rozpoczęcie produkcji planowane jest na 2027 rok, a złoże to ma potencjał stać się jednym z głównych aktywów gazowych Grupy ORLEN w Norwegii.
Najnowszym projektem ORLEN u wybrzeży Norwegii było uruchomienie we wrześniu wydobycia ze złoża Andvare, które zapewni ORLEN ok. 300 mln m³ gazu ziemnego. Andvare znajduje się na Morzu Norweskim, w pobliżu złoża Norne. Przy jego zagospodarowaniu, udziałowcy wykorzystali dostępną infrastrukturę, aby ograniczyć czas i koszty inwestycji.
Nowatorskie rozwiązania – wzrost efektywności
Spółka ORLEN Upstream Norway wraz z partnerami, w sierpniu zakończyła kolejną fazę zagospodarowania złoża Ormen Lange, jednego z największych złóż gazowych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Zastosowano tam innowacyjne rozwiązania techniczne, polegające na montażu czterech podwodnych sprężarek gazu na głębokości prawie 1000 m, co pozwoli zwiększyć dzienne wydobycie gazu nawet o 50% w szczytowym okresie. Przełoży się to na wzrost produkcji przypadającej na ORLEN o około 500 mln m³ rocznie. Sprężarki są zasilane energią odnawialną z lądu i sterowane zdalnie z terminalu gazowego Nyhamna oddalonego o 120 km. Inwestycja zwiększy współczynnik wykorzystania zasobów Ormen Lange z 75 do 85%, stawiając je w rzędzie najefektywniej zagospodarowanych złóż gazowych na świecie.
Aktywa upstream – baza do rozwoju
Segment upstream, obejmujący polskie i zagraniczne aktywa wydobywcze Grupy ORLEN, został zorganizowany w postaci centrum kompetencyjnego, obejmującego pełen łańcuch wartości, począwszy od badań geofizycznych, poprzez wiercenia poszukiwawcze, aż po zagospodarowanie i eksploatację złóż, a w przyszłości także geosekwestrację CO₂ czy podziemne magazynowanie wodoru.
Strategia ORLEN 2035 zakłada, że segment upstream ma pełnić kluczową rolę w rozwoju koncernu, w tym w generowaniu przepływów finansowych wspierających transformację energetyczną. W latach 2025–2035 roczne nakłady inwestycyjne w obszarze Upstream & Supply mają wynieść 7–8 mld zł. W tym okresie segment odpowiadać będzie za 36% EBITDA, co przełoży się na ponad 200 mld zł. W praktyce oznacza to, że działalność wydobywcza nie tylko zapewnia bezpieczeństwo dostaw gazu i ropy, ale też zwiększa możliwości finansowania rozwoju odnawialnych źródeł energii oraz innych nowych technologii. Cele szczegółowe obejmują:
- wzrost i utrzymanie produkcji gazu w Polsce na poziomie 4 mld m³ rocznie w latach 2030–2035,
- zwiększenie wydobycia w Norwegii do 6 mld m³ rocznie od 2030 roku,
- rozwój projektów wydobywczych w innych lokalizacjach, m.in. w Kanadzie,
- rozwój innowacyjnych technologii wydobycia oraz wdrażanie rozwiązań niskoemisyjnych, jak wychwytywanie i magazynowanie dwutlenku węgla czy magazynowanie wodoru.
Według stanu na koniec 2024 roku, koncern dysponuje udokumentowanymi rezerwami węglowodorów, wynoszącymi łącznie 1306,9 mln boe z czego 73% to gaz ziemny, a 27% ropa naftowa i NGL (ang. Natural Gas Liquids – ciekłe frakcje gazu ziemnego). Strategia spółki zakłada dalsze zwiększanie bazy rezerw poprzez intensywne poszukiwania, ale także rozwój technologii niskoemisyjnych i efektywne wykorzystanie infrastruktury oraz utrzymanie synergii pomiędzy działalnością upstream a transformacją energetyczną. W prowadzonych inwestycjach ORLEN znajduje te synergie wewnątrz grupy, czego przykładem są badania geologiczne pod morskie farmy wiatrowe wykonane przez spółki Segmentu Upstream. ORLEN dba też o „local content” – w realizowane inwestycje angażuje wiele firm zewnętrznych, które często stanowią niewielkie lokalne przedsiębiorstwa. Współpraca przy projektach Grupy nie tylko zapewnia im stabilne przychody, ale pozwala również wzmacniać rynkową pozycję i budować specjalistyczne kompetencje. To oznacza ich rozwój oraz możliwości konkurowania o kontrakty, także na rynkach zagranicznych.
Publikacja artykułu: listopad 2025 r.
