5,6 mld zł zysku netto i 7,8 mld zł na inwestycje, głownie na projekty wydobywcze i rozwój OZE. Orlen prezentuje wyniki za III kwartał 2026 r.

Stabilność operacyjną największego polskiego koncernu potwierdzają ujemny wskaźnik długu netto do EBITDA oraz wysokie oceny ratingowe agencji Moody’s i Fitch.

Downstream i wydobycie głównymi motorami zysku

Kluczowym filarem wyników finansowych Orlenu pozostał segment rafineryjno-petrochemiczny - Downstream, który wygenerował 6,3 mld zł EBITDA LIFO. To efekt wysokiego wykorzystania mocy produkcyjnych – łączny przerób ropy we wszystkich zakładach Grupy sięgnął 10,1 mln ton.

Z kolei segment Upstream & Supply dopisał do wyniku operacyjnego 4,7 mld zł EBITDA. Średnia dzienna produkcja węglowodorów utrzymała się na poziomie 183 tys. baryłek ekwiwalentu ropy (boe). Istotny wkład w stabilizację przepływów operacyjnych – które łącznie wyniosły 12,8 mld zł – miała dywersyfikacja przychodów z rynków zagranicznych, gdzie odnotowano wzrost sprzedaży o blisko 40 proc. rok do roku.

Wzrosty w segmencie energii i marża detalu

Segment Energy wypracował 2,7 mld zł EBITDA, co było wynikiem napędzanym przede wszystkim dynamicznym, niemal 30-procentowym wzrostem generacji energii ze  źródeł odnawialnych (OZE). W tym samym czasie segment Consumers & Products odpowiadający za sprzedaż do odbiorców końcowych przyniósł 1,5 mld zł EBITDA.

– Naszą przewagą jest zdywersyfikowana działalność, elastyczne zarządzanie aktywami i dyscyplina w alokacji kapitału, co daje nam przestrzeń do realizacji ambitnego programu inwestycyjnego – wskazuje Sławomir Jędrzejczyk, wiceprezes zarządu Orlenu ds. finansowych, cytowany w komunikacie prasowym.

Sytuację bilansową spółki odzwierciedla wskaźnik długu netto do EBITDA LIFO na poziomie (-) 0,06. Utrzymanie pozycji gotówkowej netto przekłada się na stabilność ocen ratingowych – Moody’s utrzymuje dla spółki poziom A3, a Fitch ocenę BBB+ (obie z perspektywą stabilną).

Podwojenie zasobów w Norwegii i kontrakt z Equinorem

W obszarze poszukiwań i wydobycia kluczowe zmiany zaszły na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Prace rozpoznawcze na złożu Afrodyta wykazały, że jego zasoby wydobywalne są ponad dwukrotnie większe od wstępnych szacunków – przypisany Orlenowi wolumen gazu ziemnego przekracza obecnie 4 mld m sześc. Zwiększenie bazy surowcowej wsparło również uruchomienie produkcji z trzech kolejnych złóż: Idun Nord, Alve Nord oraz Ørn, które sumarycznie zapewnią koncernowi następne 4 mld m sześc. surowca.

W celu zapewnienia stałej pracy ciągów technologicznych w rafineriach zawarto z norweskim Equinorem trzyletnią umowę na dostawy ropy ze złoża Johan Sverdrup. Kontrakt opiewa na wolumen sięgający 9 mln ton rocznie, co pokrywa blisko jedną czwartą całkowitego zapotrzebowania Grupy na ten surowiec. Na potrzeby wewnętrzne rafinerii w Możejkach uruchomiono z kolei autokonsumpcyjną farmę fotowoltaiczną o mocy 42 MW.

Baltic Power w fazie rozruchu i infrastruktura MCS

W sektorze elektroenergetyki kamieniem milowym było ukończenie montażu wszystkich turbin na morskiej farmie wiatrowej Baltic Power. Pierwsza wielkoskalowa inwestycja typu offshore na polskich wodach terytorialnych weszła w fazę testów i rozruchu technicznego. Równolegle w lądowej sieci dystrybucyjnej zmodernizowano blisko 1000 km linii przesyłowych oraz przyłączono około 240 MW nowych mocy wytwórczych OZE.

Portfolio infrastrukturalne uzupełniły inwestycje w paliwa alternatywne. Przy autostradzie A1 koncern uruchomił pierwszą w kraju publiczną stację ładowania pojazdów ciężarowych wykorzystującą standard MCS (Megawatt Charging System).

Michał Perzyński