Globalne uwarunkowania rynkowe

Światowy rynek Upstream przechodzi strukturalną transformację napędzaną przez cztery równoległe procesy: reindustrializację krajów Unii Europejskiej, eskalację napięć geopolitycznych, rosnące zapotrzebowanie na energię w krajach rozwijających się oraz szybkie zmiany technologiczne.

Skracanie łańcuchów dostaw i relokacja produkcji do krajów zachodniej półkuli przekładają się na skokowy wzrost popytu na stabilne nośniki energii. Napięcia geopolityczne z kolei podnoszą ryzyko zakłóceń w dostawach, destabilizując rynki i zniechęcając do długoterminowych inwestycji. Według danych Międzynarodowej Agencji Energetycznej globalne zapotrzebowanie na ropę naftową w 2026 r. szacowane jest na 104,8 mln baryłek ekwiwalentu ropy (BOE) dziennie. Zgodnie z prognozami MAE, rynek Upstream ma rosnąć średnio o 5,9 proc. rocznie do 2030 r.

W tym środowisku efektywność technologiczna staje się warunkiem utrzymania rentowności. Według analiz branżowych, w perspektywie najbliższych dwóch lat największy wpływ na produktywność sektora będą miały: optymalizacja metod udostępniania odwiertów, predykcyjne utrzymanie ruchu i analityka danych, zaawansowane cyfrowe modelowanie struktur podziemnych oraz automatyzacja procesów wiercenia. Narzędzia te pozwalają obniżać ryzyko poszukiwawcze, redukować koszty operacyjne i zwiększać stopień sczerpania złóż.

Wyniki finansowe i struktura produkcji

W 2025 r. segment Upstream Grupy ORLEN wypracował wynik EBITDA LIFO wynoszący 14,3 mld zł, co stanowi 34 proc. łącznego wyniku skonsolidowanej grupy (41,9 mld zł). Pozostałe segmenty – rafinacja, petrochemia, energetyka i detal – odpowiadały łącznie za 27,6 mld zł.

Całkowita produkcja segmentu w 2025 r. wyniosła 8,6 mld m sześć. gazu ziemnego oraz 2,6 mln ton ropy naftowej. Geograficznie działalność rozłożona jest na cztery rynki. Największy wolumen pochodzi z Norwegii – tamtejsze spółki dysponują ok. 100 koncesjami na Norweskim Szelfie Kontynentalnym i wyprodukowały w 2025 r. 37,9 mln BOE. Operacje krajowe, prowadzone w oparciu o 240 koncesji, dały 28,2 mln BOE. Aktywa kanadyjskie, skupione w pięciu lokalizacjach wydobywczych, wygenerowały 5,3 mln BOE, a pakistańskie, obejmujące trzy koncesje, 2,5 mln BOE.

Krajowe wydobycie i bilans gazowy Polski

Działalność wydobywcza Grupy ORLEN w Polsce koncentruje się przede wszystkim na gazie ziemnym. W 2025 roku z krajowych złóż pozyskano 3,7 mld m sześć. tego surowca. Przy całkowitym rocznym zużyciu gazu w Polsce wynoszącym ok. 20 mld m sześć., krajowa produkcja pokrywa niespełna jedną piątą wewnętrznego popytu.

Struktura konsumpcji gazu w Polsce jest silnie rozproszona między sektory. Według danych GUS zużycie bazowe wyniosło 19,4 mld m sześc., z czego 40,5 proc. przypadło na gospodarstwa domowe (7,86 mld m sześc.). Przemysł i budownictwo odpowiadały za 34,4 proc. (6,67 mld m sześc.), sektor energetyczny za 24,2 proc. (4,69 mld m sześc.), a transport za 0,9 proc. (1,75 mld m sześc.). Gaz ziemny pozostaje przy tym istotnym składnikiem krajowego miksu elektroenergetycznego. Według danych Forum Energii za kwiecień 2026 r. elektrownie gazowe wygenerowały 15 proc. krajowej energii elektrycznej; tyle samo co fotowoltaika, więcej niż energetyka wiatrowa (14 proc.), biomasa (5 proc.) czy elektrownie wodne (1 proc.).

Krajowe operacje ORLENU prowadzone są z siedmiu głównych ośrodków wydobywczych: Gorzów Wielkopolski–Drezdenko, Grodzisk Wielkopolski, Ostrów Wielkopolski, Łańcut, Tarnów, Przemyśl i Krosno. W ostatnich dwunastu miesiącach do eksploatacji włączono kilka nowych złóż. W województwie lubelskim uruchomiono wydobycie ze złoża Jastrzębiec o szacowanych zasobach ok. 1 mld m sześc. gazu. W województwie zachodniopomorskim eksploatację rozpoczęto w Różańsku (ok. 1,2 mld m sześć.) i potwierdzono nowe zasoby w Trzabuszu, zwiększając tamtejszy wolumen wydobywalny o ok. 700 mln m sześc. W Wielkopolsce uruchomiono złoża Sierosław (ok. 900 mln m sześc.) i Grodzewo (ok. 250 mln m sześc.), a odkrycie w Siedleminie dołożyło do bilansu kolejne szacowane 250 mln m sześc.

Działalność ORLENU w Norwegii

W ciągu ostatnich dwunastu miesięcy spółka ORLEN Upstream Norway potwierdziła komercyjny charakter kilku struktur poszukiwawczych. Na złożu Frida Kahlo zasoby wydobywalne oszacowano na 5,3-9,4 mln BOE; spółka posiada w nim 24,41 proc. udziałów, partnerami są Vår Energi i Equinor jako operator. Złoże Sissel z zasobami szacowanymi na 6,3–28,3 mln BOE ORLEN współeksploatuje z Equinorem, posiadając 50 proc. udziałów. Największą skalą dysponuje struktura Omega Alfa: prace poszukiwawcze potwierdziły tam dodatkowe zasoby wydobywalne rzędu 96-134 mln BOE, a projekt realizowany jest w konsorcjum z Aker BP jako operatorem, Equinorem i Petoro.

Strategia nieorganicznego powiększania bazy rezerw przyniosła objęcie kolejnych udziałów w aktywach szelfu norweskiego. Na złożu Afrodite, dysponującym szacowanymi zasobami 7,5 mld m sześc. gazu ziemnego, ORLEN posiada 25 proc. udziałów. W rejonie Ekofisk, w strukturach Albuskjell i Vest Ekofisk, których łączna szacowana baza rezerw wynosi 25 mln BOE, spółka objęła po 7,6 proc. udziałów w każdej z nich. Na złożu Tommeliten Gamma ORLEN zwiększył swoje zaangażowanie do 62,61 proc., zabezpieczając dodatkowe zasoby szacowane na 6 mln BOE. Portfel uzupełniły udziały w strukturach Tambar Øst oraz Fenris.

Wzrost wolumenów wydobycia jest bezpośrednim skutkiem oddania do użytku nowych instalacji. Ze złoża Eirin, którego łączne zasoby wydobywalne wynoszą 27,6 mln BOE, ORLEN czerpie proporcjonalnie do posiadanego udziału 41,3 proc. Uruchomienie złoża Andvare przekłada się na dodatkowe 300 mln m sześc. gazu ziemnego dla spółki, która posiada tam 15 proc. udziałów. Z kolei oficjalne zakończenie trzeciego etapu zagospodarowania głębokowodnego złoża Ormen Lange, przy 14-procentowym udziale ORLENU, oznacza pozyskanie dodatkowych zasobów operacyjnych szacowanych na 4-7 mld m sześc. gazu.

Hel i siarka: produkty o wysokiej wartości rynkowej

Specyfika technologiczna segmentu Upstream pozwala Grupie ORLEN dywersyfikować przychody poprzez sprzedaż surowców towarzyszących. Obok ropy naftowej, której sprzedaż handlowa w 2025 roku wyniosła 812 403 tony, istotną pozycję w przychodach segmentu zajmują produkty rafinacji gazu ziemnego.

ORLEN jest jedynym producentem helu ciekłego w Europie. W 2025 r. sprzedaż tego surowca wyniosła 2,742 mln m sześc.; produkcja prowadzona jest w wyspecjalizowanych instalacjach Odazotowni Grodzisk i Odazotowni Odolanów. Około 9,5 tys. m sześc. z tej ilości trafia bezpośrednio do polskich jednostek naukowych i laboratoriów badawczych, gdzie hel stosowany jest jako komponent aparatury kriogenicznej i diagnostycznej.

Drugim produktem ubocznym procesów wydobywczych jest siarka płynna, odzyskiwana podczas odsiarczania gazu i ropy w kopalniach KRNIGZ Dębno, KRNIGZ Lubiatów i KRNIGZ Zielin. W 2025 r. sprzedaż siarki płynnej, wykorzystywanej głównie w produkcji kwasu siarkowego i nawozów, wyniosła 52 329 ton.

Wpływ makroekonomiczny i finansowanie samorządów

Działalność wydobywcza ORLENU generuje także bezpośrednie strumienie fiskalne zasilające budżety jednostek samorządu terytorialnego. W 2025 r. segment upstream przekazał łącznie 262 mln zł z tytułu podatków lokalnych i opłat eksploatacyjnych, z czego 245 mln zł trafiło bezpośrednio do gmin, powiatów i województw.

Ustawowy mechanizm podziału opłaty eksploatacyjnej, naliczanej od wolumenu wydobytego surowca, przewiduje, że 60 proc. wpływów otrzymuje gmina górnicza, po 15 proc. powiat i województwo, a pozostałe 10 proc. zasila Narodowy Fundusz Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej. Dodatkowo gminy otrzymują w całości podatek od nieruchomości nakładany na infrastrukturę kopalń.

– Wydobycie ropy naftowej i gazu ziemnego w Polsce trwa już 170 lat, nie może więc dziwić, jak trwale przemysł ten wrósł już w społeczności, wśród których działa. Choć od tamtej pory zmieniło się wiele, a do Upstream weszły najnowsze technologie i procesy, to niezmiennie nasze inwestycje są projektowane z myślą o wielu latach funkcjonowania. Dlatego równie ważne jak efektywność biznesowa są dla nas dobre relacje z władzami i wspólnotami w samorządach. Dążąc do osiągnięcia i utrzymania produkcji gazu ziemnego na poziomie 4 mld m sześc. rocznie udowadniamy, że jesteśmy przewidywalnym partnerem i dobrym sąsiadem, który działa transparentnie i w dialogu z lokalnymi społecznościami – podsumowuje Wiesław Prugar, członek zarządu ORLEN S.A. ds. Upstream.

Michał Perzyński