SEGMENT WYDOBYCIE

Działalność operacyjna 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). Łączne wydobycie Grupy ORLEN w Polsce osiągnęło średnioroczny poziom 1,0 tys. boe/d. Główne prace inwestycyjne w Polsce prowadzone były w trzech prowincjach naftowych.

W Małopolskiej Prowincji Naftowej prace realizowane były w ramach trzech Projektów. W ramach Projektu Miocen kontynuowano prace związane z zagospodarowaniem złoża gazu ziemnego Bystrowice w formule Generalnego Realizatora Inwestycji. W dniu 24 grudnia 2020 roku uruchomiono wydobycie z pierwszego samodzielnego Zakładu Górniczego ORLEN Upstream – Kopalnię Gazu Ziemnego Bystrowice. Dla obszaru projektu Miocen zrealizowano analizę zasobności i perspektywiczności na obszarze koncesji Siennów-Rokietnica, wytypowano wstępne lokalizacje dla przyszłych wierceń i rozpoczęto czynności administracyjne.

W Projekcie Karpaty realizowano przetwarzanie regionalnych profili sejsmicznych 2D oraz danych sejsmicznych 3D. Prowadzono również prace nad przygotowaniem projektu i wymagań techniczno-metodycznych dla zdjęcia sejsmicznego Grybów 3D. W wyniku analiz geologicznych i ekonomicznych, we wrześniu 2020 roku podjęto decyzję o zaprzestaniu dalszej działalności inwestycyjnej na koncesji blok 434-433 (rezygnację złożono w 4 kwartale 2020 roku).

W Projekcie Bieszczady, realizowanym z partnerem (PGNiG S.A.) kontynuowano wiercenie otworu Dylągowa-1 rozpoczętego na przełomie lat 2019/2020. Pod koniec lipca 2020 roku doszło do przychwycenia przewodu wiertniczego i po nieudanych próbach instrumentacji podjęto decyzję o likwidacji otworu. Z uwagi na negatywne wyniki analizy ekonomicznej dotyczącej perspektywiczności obszaru, w 2 kwartale 2020 roku zdecydowano o zakończeniu projektu Bieszczady (w dniu 30 kwietnia 2020 roku złożono wypowiedzenie „Umowy o Wspólnych Operacjach” dotyczącej 3 koncesji oraz złożono rezygnację dla 2 koncesji łącznych).

W Wielkopolskiej Prowincji Naftowej realizowane były prace w ramach Umowy o Wspólnych Operacjach z PGNiG S.A. na dwóch projektach. W Projekcie Sieraków z końcem września 2020 roku zrealizowano wiercenie otworu Sieraków-2H i przeprowadzono krótkotrwałe testy wydobywcze na otworze horyzontalnym. Operator (PGNiG S.A.) prowadził również prace administracyjno-przetargowe związane z zagospodarowaniem odwiertu Sieraków-2H.

W ramach Projektu Płotki w roku 2020 zrealizowano processing i interpretację danych sejsmicznych Brzezie-Gołuchów 3D pozyskanych w ramach ubiegłorocznych prac terenowych. Kontynuowano wiercenie otworu w Pławce-3/3H rozpoczętego na przełomie lat 2019/2020. W maju 2020 roku odwiert został zlikwidowany na skutek wcześniejszej awarii uniemożliwiającej kontynuację wiercenia. Pozytywnym wynikiem zakończyło się natomiast wiercenie otworu Grodzewo-1, przeprowadzono testy produkcyjne. Trwa analiza pozyskanych danych. Na początku 2021 roku planowane jest wiercenie kolejnego otworu w tym rejonie – budowę placu pod wiercenie otworu Bystrzek-1 ukończono w 2020 roku. Prowadzono również prace projektowe i formalno-prawne dla zagospodarowania złoża gazu ziemnego Chwalęcin.

W Pomorskiej Prowincji Naftowej, w ramach Projektu Edge realizowano prace na pięciu dotychczasowych koncesjach oraz pozyskano dwie nowe koncesje. W roku 2020 prowadzono processing i interpretację danych sejsmicznych Wilcze 3D pozyskanych w ramach ubiegłorocznych prac terenowych. Przeprowadzono również prace polowe dla zdjęcia sejsmicznego Koczała-Miastko 3D. Prowadzone były prace formalno- administracyjne oraz koncepcyjne dla przyszłych wierceń poszukiwawczych. W ramach zagospodarowania: realizowano prace projektowe i przygotowawcze dla zagospodarowania złóż Tuchola i Bajerze w oparciu o generowanie energii elektrycznej z gazu ziemnego. Opracowywano dokumentację projektową, procedowano wnioski lokalizacyjne dla linii kablowych i uzyskiwania prawa do terenu pod budowę linii kablowych, zakończono postępowania zakupowe i wybrano dostawcę zestawów prądotwórczych oraz wykonawców ośrodków produkcyjnych. Prognozowane rozpoczęcie eksploatacji obu złóż to grudzień 2021 rok.

Projekty poszukiwawczo-wydobywcze Grupy ORLEN w Polsce

Wykorzystując korzystne warunki makroekonomiczne na przełomie 2019/2020 roku przyspieszono program prac inwestycyjnych i w pełni zrealizowano plan wierceń z pierwszej połowy roku przed końcem 1Q 2020 roku (2 wiercenia rozpoczęto jeszcze w 4Q 2019 roku). W związku z drastycznym spadkiem cen ropy na rynkach światowych od połowy marca 2020 roku, przeprowadzono rewizję programu prac inwestycyjnych na pozostałą część roku. CAPEX na pozostałe miesiące został zredukowany i częściowo przesunięty na kolejny rok ze względu na niepewność na rynku oraz ryzyko braku możliwości finansowania prac inwestycyjnych w zakładanym zakresie.

Oprócz prac wiertniczych i zabiegów szczelinowania, realizowane były zadania mające na celu optymalizację wydobycia oraz redukcję kosztów operacyjnych poprzez instalację dedykowanego uzbrojenia wgłębnego na obszarach Kakwa, Ferrier i Lochend. Na wszystkich obszarach kontynuowano działania proekologiczne mające na celu redukcję emisji gazów cieplarnianych i spełnienie wszystkich wymagań środowiskowych wprowadzonych przez rząd federalny Kanady i administrację prowincji Alberta, m.in. poprzez ograniczenia flarowania, przeciwdziałanie emisji metanu, regularne inspekcje i dostosowanie infrastruktury oraz modernizację silników i innych urządzeń wpływających na wielkość emisji.

Średnia produkcja w roku 2020 wyniosła 17,0 tys. boe/d, z czego 46% stanowiły węglowodory ciekłe (ropa oraz NGL, w tym kondensat, który posiadał największy udział w przychodach i zyskach z wydobycia).

Korzystne parametry złożowe posiadanych aktywów i rozwój działalności w dobrze rozpoznanym już regionie zapewniają niski poziom ryzyka operacyjnego inwestycji. Kanadyjski rynek Upstream jest rynkiem bardzo dojrzałym, który poprzez bardzo dużą liczbę otworów wiertniczych, rozpoznanie geologiczne, obecność wielu podmiotów prowadzących działalność wydobywczą i serwisową oraz ukształtowaną przejrzystość regulacji branżowych, charakteryzuje się wysoką dostępnością danych, relatywnie dobrze wypracowanymi rozwiązaniami operacyjnymi i optymalizacjami kosztowymi. Z drugiej strony, będący w nadpodaży rynek lokalny zmaga się z ograniczeniami infrastrukturalnymi, które okresowo niekorzystnie wpływają na ceny węglowodorów kanadyjskich. Sukcesywna redukcja ograniczeń w przepustowości rurociągów 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 na najbardziej rentownych obszarach, ORLEN Upstream Canada aktywnie monitoruje rynek lokalny. W ciągu roku wybrane aktywa zlokalizowane w kluczowych rejonach działalności ORLEN Upstream Canada - Ferrier i Kakwa zostały poddane szczegółowej analizie techniczno-ekonomicznej. Ze względu na wahania sytuacji makroekonomicznej, nie zdecydowano się na złożenie finalnej oferty kupna w żadnej z rozważanych transakcji. W celu zabezpieczenia częściowo wygasających praw do poszukiwań i wydobycia w południowej części obszaru Blackstone, w lutym 2020 roku zdecydowano się na podjęcie współpracy z firmą Tourmaline. Spółka w zamian za przekazanie części udziałów w wybranych sekcjach aktywa Blackstone, pozyskała dane otworowe, które bez konieczności ponoszenia nakładów inwestycyjnych pozwoliły utrzymać prawa koncesyjne. W ramach dezinwestycji obszarów o drugorzędnym znaczeniu, w maju 2020 roku ORLEN Upstream Canada podjął decyzję o sprzedaży sekcji zlokalizowanych w położonym na północ od obszaru Ferrier rejonie Chambers, w którym Spółka nie posiada aktywów wydobywczych oraz nie planuje prowadzić działań inwestycyjnych.

ORLEN Upstream Canada posiada 2,3% udziałów w zintegrowanej spółce Pieridae Energy będącej operatorem projektu budowy terminalu eksportowego LNG w Nowej Szkocji. Firma Pieridae szacuje obecnie oddanie do użytku terminalu na przełomie 2025/2026 roku Pomimo relatywnie dużego stopnia zaawansowania projektu od strony przygotowań do inwestycji (pozyskanie wymaganych zezwoleń, kontrakt z głównym odbiorcą w Niemczech, zaawansowane negocjacje z wykonawcami, zakończone konsultacje z lokalnymi społecznościami oraz pozyskanie przez firmę Pieridae złóż gazu ziemnego w Albercie), m.in. z uwagi na problemy z pozyskaniem kapitału na inwestycje w obecnej sytuacji rynkowej, decyzja odnośnie realizacji projektu Goldboro LNG wciąż nie jest pewna.

Aktywa w Kanadzie

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 roku 2020 łączna sprzedaż na obu rynkach osiągnęła poziom 742 tys. ton i zwiększyła się o 1% (r/r) dzięki wyższej produkcji węglowodorów zarówno w Polsce jak i w Kanadzie.

Struktura sprzedaży wolumenowej Grupy ORLEN w segmencie Wydobycia