Orlen uruchamia eksploatację złoża gazu w Różańsku
W województwie zachodniopomorskim Orlen rozpoczął eksploatację złoża gazu ziemnego Różańsko, którego zasoby szacowane są na 1,2 mld m3 i które ma zwiększyć krajowe wydobycie tego surowca o 130 mln m3 rocznie. Aktualnie Polska pozyskuje około jedną piątą swojego zapotrzebowania na gaz ziemny.
Koncern planuje prowadzić wydobycie z tego złoża przez najbliższe 20 lat, w okresie spodziewanego najwyższego zapotrzebowania krajowej gospodarki na gaz ziemny. Gaz pozyskiwany w Różańsku ma zasilać przede wszystkim elektrociepłownie w Kostrzynie nad Odrą i Gorzowie Wielkopolskim, natomiast ropa naftowa i płynna siarka, produkowana między innymi dzięki nowej instalacji odsiarczającej gaz, mają trafiać do polskiego przemysłu.
W ramach uruchomienia wydobycia z Różańska Orlen przeprowadził modernizację trzech istniejących otworów produkcyjnych wraz z rozbudową instalacji oraz wybudował nowy rurociąg, który połączył złoże z jedną z największych instalacji wydobywczych w kraju, Kopalnią Ropy Naftowej i Gazu Ziemnego Dębno. Kopalnia została rozbudowana o blok kogeneracyjny o mocy 8 MW, zasilany gazem z okolicznych złóż, co ma zapewnić jej pełne pokrycie zapotrzebowania na energię elektryczną i ciepło technologiczne, a nadwyżki energii mają trafiać na rynek. Rozbudowa instalacji pozwoliła również na zwiększenie wydobycia ze znajdującego się w pobliżu złoża Cychry.
„Krajowe wydobycie gazu i ropy to jeden z filarów naszego bezpieczeństwa energetycznego. Obecnie pozyskujemy w Polsce około jedną piątą potrzebnego nam gazu ziemnego – to blisko 3,5 mld m3 rocznie. W kolejnych latach, wraz ze wzrostem zapotrzebowania na ten surowiec, nasza produkcja będzie systematycznie rosła, aby osiągnąć 4 mld m3 w 2030 roku. Surowce, które wydobywamy, pracują na rzecz całej gospodarki – gaz zasila energetykę i ciepłownictwo, ropa trafia do krajowych instalacji petrochemicznych i rafineryjnych, będąc podstawą m.in. do produkcji paliw i tworzyw, a siarka stanowi istotny komponent w produkcji nawozów sztucznych czy opon” — powiedział członek Zarządu ORLEN ds. Upstream Wiesław Prugar. W dalszej części wypowiedzi Prugar podkreślił, że wydobywane surowce pozostają bezpośrednio powiązane z funkcjonowaniem kluczowych gałęzi przemysłu.
Jednocześnie koncern rozwija projekty na Norweskim Szelfie Kontynentalnym i planuje kolejne inwestycje zagraniczne, aby osiągnąć poziom 12 mld m3 gazu z własnych złóż do końca dekady. W ramach budowy modelu koncernu multienergetycznego spółka sfinalizowała przejęcia Energi, Grupy Lotos oraz PGNiG, rozszerzając działalność w zakresie wydobycia, produkcji energii, w tym z odnawialnych źródeł, oraz dystrybucji gazu ziemnego.
To jedna z wielu inwestycji Orlenu w ostatnim czasie. W grudniu norweska spółka należąca do Grupa Orlen sfinalizowała zakup udziałów w złożach Albuskjell i Vest Ekofisk, zlokalizowanych na Morzu Północnym. Transakcja przełoży się na zwiększenie zasobów Grupy Orlen o około 8 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej. Spółka nabyła od firmy DNO po 7,6 proc. udziałów w każdym z dwóch złóż.
Czytaj także: Orlen odkrywa największe w tym roku złoże na Norweskim Szelfie Kontynentalnym
Jednocześnie w tym samym czasie wstrzymano wcześniej reaktywowany projekt Olefiny III w Płocku. Inwestycja zakładała budowę kompleksu petrochemicznego przeznaczonego do produkcji etylenu i propylenu. Zdaniem obecnego zarządu Orlenu, nakłady niezbędne do ukończenia projektu byłyby wielokrotnie wyższe od pierwotnych założeń i nie dawały perspektyw osiągnięcia rentowności. Początkowo koszt realizacji Olefin III szacowano na 8,3 miliarda złotych. W 2023 roku ówczesny zarząd podniósł planowane nakłady do około 25 miliardów złotych, jednocześnie ograniczając zakres inwestycji o część najbardziej zaawansowanych produktów chemicznych. Po uwzględnieniu pełnej infrastruktury niezbędnej do funkcjonowania instalacji, całkowity koszt przedsięwzięcia mógłby sięgnąć nawet 51 miliardów złotych. Według Orlenu kontynuacja projektu oznaczałaby ryzyko straty sięgającej około 15 miliardów złotych.
Jednak spółka zapowiedziała wykorzystanie już powstałej infrastruktury jako bazy dla projektu Nowa Chemia. Ma on opierać się na zmienionych założeniach technologicznych i biznesowych i obejmować budowę instalacji do produkcji monomerów oraz rozwój sprzedaży m.in. tlenku etylenu, glikoli, styrenu i frakcji butadienowej C4. Zgodnie z planami projekt ten ma od około 2030 roku przejąć funkcje obecnych instalacji Olefin II.
Kresy.pl/Orlen.pl
