Segment Wydobycie

Posiadane kompetencje i doświadczenie międzynarodowego zespołu specjalistów z Polski i Kanady pozwalają realizować misję i wizję PKN ORLEN w zakresie poszukiwań i wydobycia węglowodorów poprzez sprawne zarządzanie zdywersyfikowanym portfelem aktywów.

Strategia Grupy ORLEN zakłada kontynuację działalności poszukiwawczo-wydobywczej poprzez ostrożny i zrównoważony rozwój portfela aktywów Upstream, ze szczególnym uwzględnieniem złóż gazowych.

Prace inwestycyjne w roku 2021 prowadzone były w oparciu o założenia ze Strategii Grupy ORLEN do roku 2030, które uwzględniały m.in. maksymalizację wartości z aktywów i wydobycia, priorytetyzację wybranych projektów poszukiwawczo-rozpoznawczych oraz uruchomienie wydobycia na obszarach będących w zagospodarowaniu. Dla segmentu w Kanadzie utrzymane zostało założenie samofinansowania działalności inwestycyjnej.

Na terenie Polski, Grupa ORLEN na koniec 2021 roku posiadała samodzielnie oraz z partnerem (PGNiG S.A.) 14 koncesji poszukiwawczo-rozpoznawczych o łącznej powierzchni blisko 9,4 tys. km² położonych w obrębie 6 województw i dysponując zasobami 2P (potwierdzone i prawdopodobne) wynoszącymi 8,6 mln boe. Grupa ORLEN posiada 100% udziałów w 8 koncesjach, 49% udziałów w 4 koncesjach oraz 49% udziałów w części 2 koncesji w ramach wydzielonego obszaru koncesyjnego.

W prowincji Alberta w Kanadzie Grupa ORLEN jest rozpoznawalnym operatorem z aktywami poszukiwawczo-produkcyjnymi o łącznej powierzchni ok. 341,4 tys. akrów brutto (około 1,4 tys. km²), a w przeliczeniu na ilość udziałów około 266,8 akrów netto (około 1,1 tys. km²) i łącznymi zasobami 2P wynoszącymi 162,8 mln boe.

Informacje na temat trendów rynkowych w obszarze wydobycia znajdują się w sekcji „Otoczenie rynkowe”.

Grupa ORLEN prowadzi działalność poszukiwawczo-wydobywczą w Polsce za pośrednictwem spółki zależnej ORLEN Upstream Sp. z o.o. (W grudniu 2019 roku ORLEN Upstream dokonał transakcji zakupu przedsiębiorstwa FX Energy Poland Sp. z o.o.).

Działalność spółki w 2021 roku obejmowała wydobycie oraz poszukiwania złóż węglowodorów. Obecne krajowe wydobycie gazu odbywa się we współpracy z PGNiG S.A. (eksploatacja złóż w projekcie Płotki) oraz samodzielnie (eksploatacja złoża Bystrowice w projekcie Miocen od końca grudnia 2020 roku).

W Małopolskiej Prowincji Naftowej prace realizowane były w ramach dwóch Projektów. W ramach Projektu Miocen kontynuowano eksploatację złoża Bystrowice oraz wykonano prace optymalizujące poziom wydobycia surowca. Jednocześnie prowadzono prace poszukiwawcze, w tym m.in. zrealizowano wiercenie odwiertu Pruchnik-OU1 wraz z testem produkcyjnym (aktualnie trwa analiza danych złożowych). W Projekcie Karpaty zrealizowano prace kartograficzne z obszaru Osiek Jasielski-Gorlice-Grybów oraz opracowywano dokumentacje wynikowe dla otworów wykonanych w projekcie w latach ubiegłych. W czerwcu 2021 roku wystąpiono do organu koncesyjnego o przedłużenie koncesji Blok 435 (trwa oczekiwanie na decyzję z MKiŚ).

W Pomorskiej Prowincji Naftowej w ramach Projektu Edge realizowano prace inwestycyjne na pięciu dotychczasowych koncesjach oraz prowadzono analizy danych geologicznych z koncesji Koszalin-Polanów i Debrzno-Człuchów, które pozyskano w lutym 2020 roku. W związku z planowanymi w kolejnych latach pracami poszukiwawczymi wystąpiono do organu koncesyjnego o przedłużenie czterech koncesji, tj. Unisław-Gronowo, Bysław-Wudzyn, Chojnice-Wilcze oraz Brda-Rzeczenica (trwa oczekiwanie na decyzję z MKiŚ). Przez cały 2021 rok kontynuowano prace nad zagospodarowaniem złóż Tuchola i Bajerze w oparciu o generowanie energii elektrycznej z gazu ziemnego zaazotowanego, w tym m.in. zainstalowano zestawy prądotwórcze, realizowano prace projektowe oraz prace budowlane ośrodków produkcyjnych. W grudniu 2021 roku rozpoczęły się odbiory techniczne na obu lokalizacjach (m.in. zakończono przygotowania do ciągłego wydobywania gazu). Proces realizowania przyłączenia generatorów do sieci, odbiór końcowy inwestycji oraz uruchomienie produkcji elektrycznej są planowane na okres styczeń-luty 2022 rok. W roku 2021 zakończono interpretację i analizę danych sejsmicznych Wilcze 3D oraz prowadzono processing i interpretację zdjęcia sejsmicznego Koczała-Miastko 3D. Realizowane były prace formalno-projektowe i administracyjne dla przyszłych wierceń poszukiwawczych oraz prace dokumentacyjne dotyczące otworów wykonanych w projekcie Edge w latach ubiegłych. W grudniu 2021 roku po przeprowadzeniu analizy techniczno-finansowej spółka podjęła decyzję o zrzeczeniu się koncesji Debrzno-Człuchów i Koszalin-Polanów.

W Wielkopolskiej Prowincji Naftowej realizowane były prace w ramach Umowy o Wspólnych Operacjach z PGNiG S.A. (Operator) na dwóch projektach. W ramach Projektu Płotki w I połowie 2021 roku zrealizowano wiercenie otworu Bystrzek-1 (w związku z brakiem przypływu węglowodorów odwiert zlikwidowano). W listopadzie 2021 roku rozpoczęto wiercenie otworu Miłosław-7H na złożu Miłosław E (prace będą kontynuowane w 2022 roku). W ramach prac poszukiwawczych zrealizowano dodatkowe analizy danych sejsmicznych Brzezie-Gołuchów 3D. Po analizach zrealizowanych zadań sejsmicznych Rusocin 3D i Boguszyn-Młodzikowo 3D – wytypowano lokalizację przyszłego otworu oraz rozpoczęto prace formalne przygotowawcze do wiercenia. W ramach zadań związanych z zagospodarowaniem odkryć z lat ubiegłych rozpoczęto prace wstępne dla wyboru wykonawcy zagospodarowania otworu Grodzewo-1 oraz realizowano prace zmierzające do opracowania dokumentacji projektowej i formalno-prawnej dla zadania zagospodarowanie złoża Chwalęcin. W Projekcie Sieraków w 1 kwartale 2021 roku przeprowadzono wydłużony test produkcyjny, w celu oszacowania potencjału produkcyjnego otworu Sieraków-2H zrealizowanego w roku 2020. Po przeanalizowaniu pozyskanych danych złożowych zaktualizowano i zatwierdzono Koncepcję Wstępną dla zadania inwestycyjnego polegającego na zagospodarowaniu odwiertu.

Projekty poszukiwawczo-wydobywcze Grupy ORLEN w Polsce

Źródło: Opracowanie własne.

Grupa ORLEN prowadzi działalność wydobywczą w Kanadzie za pośrednictwem spółki zależnej ORLEN Upstream Canada Ltd.

Główne aktywa wydobywcze spółki zlokalizowane są w rejonach Kakwa, Ferrier i Lochend położonych w prowincji Alberta w zachodniej Kanadzie. Są to aktywa związane głównie z niekonwencjonalnymi złożami węglowodorów typu „tight oil” i „tight gas” eksploatowanymi przy użyciu otworów horyzontalnych i technologii hydraulicznego szczelinowania wielosekcyjnego. Wspomniane złoża są związane głównie z formacjami geologicznymi Montney (rejon Kakwa) i Cardium (rejon Ferrier i Lochend), które zaliczane są do najlepszych niekonwencjonalnych formacji naftowo-gazowych w Ameryce Północnej.

W rejonie Kakwa spółka wydobywa gaz z kondensatem naftowym, w rejonie Ferrier gaz z dużą ilością węglowodorów ciekłych (tzw. NGL) oraz ropę naftową, a w rejonie Lochend ropę naftową z gazem. Wysokie wydobycie kondensatu, na które w odróżnieniu od innych surowców węglowodorowych istnieje duże zapotrzebowanie na rynku lokalnym zapewnia spółce znaczące zyski. Znaczne zróżnicowanie kopalin eksploatowanych w różnych rejonach zapewnia spółce możliwość elastycznego dostosowania się do zmiennych trendów rynkowych. Aktywa w rejonie Kakwa charakteryzują się bardzo wysokimi produktywnościami otworów eksploatacyjnych, natomiast aktywa w rejonie Ferrier i Lochend niskimi kosztami wiercenia i udostępniania otworów wydobywczych i prowadzenia eksploatacji złóż, przy relatywnie wysokich poziomach wydobycia. Poza wymienionymi kluczowymi aktywami spółka posiada również szereg mniejszych aktywów wydobywczych i koncesji położonych m.in. w różnych rejonach prowincji Alberta oraz w prowincji Nowy Brunszwik.

Wykorzystując ożywienie na rynku cen węglowodorów i korzystne prognozy średnioterminowe dla ropy naftowej i gazu ziemnego, Spółka zdecydowała się przyspieszyć oraz zwiększyć zakres rzeczowy programu prac wiertniczych w roku 2021. W zdecydowanej większości przypadków prace inwestycyjne były prowadzone ze statusem operatora.

Program nakładów inwestycyjnych w roku 2021 był skoncentrowany na kontynuacji rozwiercania kluczowych obszarów wydobywczych w portfolio spółki, tj. Ferrier, Kakwa oraz Lochend zlokalizowanych w prowincji Alberta. Wszystkie wykonywane otwory były horyzontalnymi otworami produkcyjnymi, które standardowo przed rozpoczęciem eksploatacji poddaje się zabiegom wielosekcyjnego szczelinowania hydraulicznego. Spółka stosuje najnowsze dostępne technologie w zakresie wierceń i udostępniania złóż umożliwiające m.in. wykonywanie otworów horyzontalnych o całkowitej długości przekraczającej nawet 6,5 tys. metrów i wykonywanie 150 sekcji szczelinowania w jednym otworze. W połączeniu z wysokimi parametrami złożowymi posiadanych aktywów zapewnia to efektywne kosztowo uzyskiwanie bardzo dobrych wyników produkcyjnych.

Zabiegi szczelinowania oraz rozpoczęcie eksploatacji na lokalizacjach ujętych w programie wierceń dla roku 2021 obok planu zagospodarowania kolejnych sekcji są ujęte w budżecie prac inwestycyjnych spółki na rok 2022.

W 2021 roku przeprowadzone zostały planowane, okresowe przestoje na prace remontowo – konserwujące we własnych zakładach przerobu węglowodorów („Gas Plants”) na obszarach Ferrier oraz Kakwa.

Oprócz prac wiertniczych i zabiegów szczelinowania, realizowane były zadania mające na celu optymalizację wydobycia oraz redukcję kosztów operacyjnych m.in. poprzez instalacje dedykowanego uzbrojenia wgłębnego oraz różnego typu zabiegi intensyfikujące wielkość wydobycia z istniejących otworów produkcyjnych na obszarach Kakwa, Ferrier i Lochend. Prowadzone działania pozwoliły zwiększyć wydajność procesu eksploatacji złóż oraz umożliwiły redukcję jednostkowych kosztów operacyjnych związanych z wydobyciem węglowodorów.

W marcu 2021 roku, ORLEN Upstream Canada Ltd podpisał umowę na tzw. głęboki przerób (z ang. ”deep cut”) na obszarze Kakwa co pozwoliło zwiększyć poziom produkcji ogółem oraz podwyższyć udział frakcji ciekłej w wydobyciu, co jest korzystne z punktu widzenia realizowanej marży operacyjnej.

Średnia produkcja w roku 2021 wyniosła 15,6 tys. boe/d, z czego 47% stanowiły węglowodory ciekłe (ropa oraz NGL, w tym kondensat wydobywany gł. na obszarze Kakwa, który posiadał największy udział w przychodach i zyskach z wydobycia).

Nie licząc pośredniego wpływu w postaci przyrostu przychodów i zysków z wydobycia, związanych z obserwowanym w 2021 roku silnym wzrostem cen węglowodorów na skutek szybkiej odbudowy popytu na surowce i produkty naftowe na rynkach światowych po okresie lockdown’ów w 2020 roku, pandemia COVID-19 nie miała większego bezpośredniego wpływu na wyniki operacyjne i finansowe ORLEN Upstream Canada Ltd w 2021 roku. Spółka kontynuowała wdrożony w 2020 roku program środków prewencyjnych i zaradczych obejmujący m.in. utworzenie dedykowanego zespołu ds. zarządzania sytuacją spowodowaną pandemią COVID-19, oraz wprowadzenie szczegółowych planów i procedur prewencyjnych mających na celu przeciwdziałanie zakażeniom COVID-19 oraz zapewnienie ciągłości funkcji organizacyjnych we wszystkich komórkach ORLEN Upstream Canada Ltd w biurze w Calgary oraz w ośrodkach terenowych. Operacje terenowe uzyskały tzw. status „essential service” i były kontynuowane przy zachowaniu procedur kontrolnych i prewencyjnych. Ponadto, wykonano analizy ryzyka dla wszystkich kluczowych obszarów działalności i wdrożono procedury prewencyjne. Wdrożono także system monitoringu, planowania, zarządzania, komunikacji i informacji online dot. COVID-19.

W dniu 20 września w zakładzie odbierającym węglowodory ORLEN Upstream Canada Ltd, na obszarze Ferrier/Strachan, firmy midstream Plains doszło do wybuchu i pożaru. Sytuacja była na tyle poważna, że firma Plains ogłosiła force majoure (klauzulę siły wyższej). Wpływ na ORLEN Upstream Canada Ltd i wszystkie firmy w regionie Ferrier był duży. Spółka pierwotnie nie była w stanie produkować węglowodorów do 5 października z całego obszaru Ferrier/Strachan a dodatkowo pod wpływem zdarzenia wyłączony został zakład frakcjonacji firmy Pembina na którym odbywa się głęboki przerób węglowodorów (tzw. deep cut) z obszaru Kakwa. Firma Pembina również ogłosiła force majoure (klauzulę siły wyższej) ze względu na połączenie procesowe z zakładem firmy Plains. Od 06 października stopniowo przywracano produkcje a transport węglowodorów realizowano transportem kołowym i kolejowym. Następnie w dniu 16 listopada ORLEN Upstream Canada Ltd zakontraktowało 100% produkcji z obszaru Ferrier poprzez dostawy kołowe i kolejowe i powróciło do 100% możliwości produkcyjnych. Ostatecznie zakład Plains został uruchomiony 24 listopada. W wyniku tego zdarzenia spółka oszacowała straty na poziomie blisko 11 mln PLN.

Korzystne parametry złożowe posiadanych aktywów i rozwój działalności w dobrze rozpoznanym i zagospodarowanym regionie zapewniają niski poziom ryzyka operacyjnego inwestycji. Zachodnio-kanadyjski rynek Upstream, w obrębie którego ORLEN Upstream Canada Ltd posiada większość aktywów, jest rynkiem bardzo dojrzałym. Dzięki tysiącom odkrytych i rozpoznanych różnorodnych złóż ropy i gazu, kilkuset tysiącom wykonanych otworów naftowych i gazowych oraz mnogością różnego typu prac wydobywczych i poszukiwawczych oraz regulacjom dostosowanym pod kątem prowadzenia operacji naftowych, rejon charakteryzuje się bardzo dobrym stopniem rozpoznania geologicznego i bardzo łatwym dostępem do specjalistycznych danych i ekspertyz wykorzystywanych do prowadzenia działalności poszukiwawczo-wydobywczej, co wydatnie redukuje ryzyka geologiczne i operacyjne. Rozbudowana lokalna infrastruktura naftowa i gazowa połączona z gęstą siecią rurociągów, oraz bogatym, konkurencyjnym rynkiem usług naftowych z dostępem do najnowszych technologii wydobywczych, zapewnia dużo szybsze, tańsze i efektywniejsze prowadzenie operacji związanych z rozpoznawaniem, zagospodarowaniem i eksploatacją złóż niż w większości innych rejonów naftowych na świecie. Rynek charakteryzuje się również dobrze wypracowanymi rozwiązaniami operacyjnymi i optymalizacjami kosztowymi. Z drugiej strony, będący w nadpodaży rynek lokalny często zmaga się z trudnościami związanymi z ograniczoną przepustowością rurociągów eksportowych przesyłających węglowodory na zewnętrzne rynki zbytu (zlokalizowane głównie we wschodniej Kanadzie i w USA). Sukcesywna redukcja ograniczeń w przepustowości rurociągów eksportowych oraz stopniowe uzyskanie dostępu do nowych rynków zbytu dla surowców są spodziewane w przeciągu najbliższych kilku lat.

Dążąc do realizacji synergii operacyjnych oraz koncentracji działań inwestycyjnych na najbardziej rentownych obszarach, ORLEN Upstream Canada aktywnie monitoruje rynek lokalny. W ciągu roku wybrane aktywa zlokalizowane w kluczowych rejonach działalności ORLEN Upstream Canada zostały poddane szczegółowej analizie techniczno-ekonomicznej. W 2 kwartale 2021 roku spółka zdecydowała się na przeprowadzenie niewielkiej transakcji związanej przedłużeniem i rozszerzeniem praw koncesyjnych w obszarze Lochend – w bezpośredniej okolicy otworów ropnych o najlepszych wskaźnikach ekonomicznych w całej formacji Cardium w Kanadzie oraz w całym portfolio ORLEN Upstream Canada Ltd. Transakcja umożliwia stopniowe zwiększenie działań inwestycyjnych na przedmiotowym obszarze oraz znacząco umacnia pozycję negocjacyjną ORLEN Upstream Canada Ltd w przypadku prowadzenia prac z partnerami. Również w 2 kwartale 2021 roku zakończono proces sprzedaży 5 niezagospodarowanych sekcji z prawami do zasobów mineralnych położonych w obrębie niekluczowych aktywów ORLEN Upstream Canada Ltd w obszarze Chime, na którym nie jest prowadzona działalność poszukiwawczo-wydobywcza. Transakcja miała na celu optymalizację portfela aktywów oraz skoncentrowanie inwestycji na kluczowych dla spółki obszarach działalności.

ORLEN Upstream Canada posiada 2,3% udziałów w notowanej na giełdzie papierów wartościowych w Toronto zintegrowanej spółce Pieridae Energy posiadającej obecnie konwencjonalne gazowe aktywa wydobywcze (średnie wydobycie w 3 kwartale 2021 roku wyniosło 38,7 tys. boe/d, rezerwy 2P na koniec 2020 roku 204 mln boe) oraz udziały w 6 zakładach przerobu gazu i w około 3 800 km rurociągów w prowincji Alberta. Wspomniane aktywa zostały zakupione przez spółkę w 2019 roku od firmy Shell, jednakże procedura przepisania praw do aktywów na firmę Pieridae wciąż nie została zakończona. Powodem przedłużenia procedury jest postępowanie wyjaśniające związane z zastrzeżeniami regulatora prowincji Alberta ds. Energii (Alberta Energy Regulator), co do zdolności firmy Pieridae do przyszłego poniesienia kosztów i przeprowadzenia likwidacji przejętych otworów i instalacji, co obecnie jest wymagane przy tego typu transakcjach. Do momentu rozstrzygnięcia postępowania spółka może jednak prowadzić działalność wydobywczą na zakupionych aktywach. Spółka Pieridae jest również operatorem projektu budowy stacjonarnego terminalu eksportowego LNG, który miałby być zlokalizowany w miejscowości Goldboro położonej na wschodnim wybrzeżu Kanady w prowincji Nowa Szkocja. Pomimo dużego stopnia zaawansowania projektu od strony formalno-projektowej oraz mocnych przesłanek makroekonomicznym (niskie ceny gazu na rynku lokalnym przy wysokich cenach gazu i rosnącym zapotrzebowaniu na gaz w Europie) ostateczna decyzja inwestycyjna nie została podjęta. Obecnie spółka Pieridae rozważa instalację w tej samej lokalizacji mniejszego pływającego terminalu LNG. Ponadto, w chwili obecnej spółka znajduje się w fazie tzw. oceny potencjalnych opcji strategicznych, które obejmują m.in. ewentualną sprzedaż całej spółki, fuzję z innym przedsiębiorstwem lub sprzedaż aktywów spółki.

Aktywa w Kanadzie

Źródło: Opracowanie własne.

Wydobycie i sprzedaż węglowodorów na rynku kanadyjskim realizowana była za pośrednictwem ORLEN Upstream Canada Ltd., a na rynku polskim przez ORLEN Upstream Sp. z o.o.

W 2021 roku łączna sprzedaż na obu rynkach osiągnęła poziom 654 tys. ton i zanotowała spadek o (12)% (r/r) w rezultacie nieplanowanego postoju infrastruktury technicznej (pożar) u głównego odbiorcy węglowodorów w Kanadzie.

Struktura sprzedaży wolumenowej Grupy ORLEN w segmencie Wydobycia