EN

Otoczenie konkurencyjne

Kapitały:
Z tej strony dowiesz się
  1. Segment Wydobycie
  2. Segment Rafineria
  3. Segment Petrochemia
  4. Segment Gaz
  5. Segment Detal
  6. Segment Energetyka

Grupa ORLEN konsekwentnie buduje pozycję regionalnego lidera transformacji energetycznej, wdrażając czyste, przyjazne środowisku technologie oraz energetykę opartą o nisko- i zeroemisyjne źródła wytwarzania. Realizowane działania podporządkowane są realizacji strategii osiągnięcia neutralności emisyjnej do 2050 roku.

Segment Wydobycie

Trwające od 2021 roku ożywienie gospodarcze po pandemii COVID-19 doprowadziło do znacznego wzrostu zapotrzebowania na surowce energetyczne na świecie. Rok 2022 rozpoczął się znacznym niezbilansowaniem systemu energetycznego, co przełożyło się na korzystne dla producentów węglowodorów ceny ropy i gazu w pierwszych tygodniach 2022 roku. Kryzys energetyczny na pełną skalę, który przełożył się na znaczny wzrost cen węglowodorów, nastąpił pod koniec lutego 2022 roku, w momencie napaści zbrojnej Rosji na Ukrainę. Indeks gazowy TGE DA w Polsce w roku 2022 zanotował średnią cenę około 593 PLN/MWh1 (wzrost o 164% w stosunku do średniej ceny z 2021 roku, tj. 225 PLN/MWh). Od początku 2022 roku Europa zmagała się ze znacznym deficytem surowca na rynku, na co wpływ miał ograniczenia w przesyle z kierunku rosyjskiego zapoczątkowane jeszcze w 2021 roku. Po rozpoczęciu agresji Rosji na Ukrainę państwa europejskie zabezpieczały się przed groźbą całkowitego zablokowania dostaw surowca ze Wschodu i rozpoczęły napełnianie magazynów. Ceny surowca na całym świecie, w wyniku nagłego zwiększenia popytu przy ograniczonej podaży, gwałtownie wzrosły. Średnia cena indeksu TGE DA w pierwszej połowie 2022 roku wyniosła 474 PLN/MWh (wzrost o 334% w stosunku do średniej ceny z analogicznego okresu r/r, tj. 109 PLN/MWh). W czerwcu 2022 roku przesył gazu przez rurociąg Nord Stream został częściowo ograniczony, a w lipcu 2022 roku doszło do okresowego zatrzymania pracy instalacji. Rosnące niepokoje w zakresie możliwości zaopatrzenia Europy w gaz na sezon zimowy po raz kolejny przełożyły się na drastyczny wzrost notowań surowca. Średnia cena indeksu TGE DA w 3 kwartale 2022 roku osiągnęła rekordowy poziom 952 PLN/MWh (wzrost o 319% w stosunku do średniej ceny z analogicznego okresu r/r, tj. 227 PLN/MWh). W obliczu potężnego kryzysu gazowo-energetycznego w Europie, na początku września pojawiły się liczne zapowiedzi rządów europejskich w sprawie planowanej interwencji na rynku energetycznym. Działania te w połączeniu z solidnym tempem napełniania magazynów surowca w UE dzięki rekordowym dostawom LNG oraz korzystnym warunkom pogodowym spowodowały znaczny spadek cen gazu. Średnia cena indeksu TGE DA w 4 kwartale 2022 roku wyniosła 466 PLN/MWh (wzrost o zaledwie 4% w stosunku do analogicznego okresu r/r, tj. 449 PLN/MWh).

1 Średnia arytmetyczna indeksu TGEgasDA na dzień notowania.

W Kanadzie pozytywna koniunktura gospodarcza oraz sytuacja geopolityczna w połączeniu z wysokimi cenami węglowodorów na całym świecie przyczyniły się do utrzymania korzystnych notowań cen gazu ziemnego przez cały rok. Zwiększony popyt lokalny oraz gwałtowny wzrost eksportu gazu do USA stanowiły korzystne środowisko cenotwórcze dla kanadyjskiego benchmarku gazu AECO w Albercie. Średnia cena w pierwszej połowie 2022 roku osiągnęła poziom 6,0 CAD/mcf (wzrost o 96% w stosunku do analogicznego okresu r/r, tj. 3,1 CAD/mcf). Oprócz sytuacji globalnej, w 2 kwartale 2022 roku duży wpływ na kształtowanie się ceny AECO miał również czynnik lokalny związany z koniecznością zapełnienia niskich stanów magazynowych po sezonie zimowym przy utrzymujących się wysokich temperaturach, które na bieżąco generowały zwiększone zużycie gazu w energetyce w okresie letnim. W drugiej połowie roku sytuacja popytowo-podażowa nieco się ustabilizowała, między innymi w efekcie doniesień o możliwym spowolnieniu gospodarczym, w tym w szczególności USA będącego głównym importerem gazu z Alberty. 

W drugiej połowie 2022 roku średnia cena benchmarku AECO wyniosła 4,6 CAD/MWh (wzrost o 11% w stosunku do średniej ceny z analogicznego okresu r/r, tj. 4,1 CAD/mcf). Ostatecznie w całym roku 2022 średnia cena AECO osiągnęła wysoki poziom 5,3 CAD/mcf (wzrost o 47% w porównaniu z rokiem 2021, tj. 3,6 CAD/mcf). W początkowych tygodniach 2022 roku notowania ropy naftowej umacniały się w związku z utrzymującą się przewagą popytową przy konserwatywnej polityce przywracania poziomu wydobycia przez OPEC+. Po napaści Rosji na Ukrainę, USA oraz część krajów Europy Zachodniej wprowadziło embargo na import rosyjskiej ropy. W wyniku niedostatecznej podaży surowca ceny ropy na całym świecie wzrosły znacząco, zbliżając się do historycznych maksimów z lat 2011-2014. Pod koniec marca 2022 roku pojawiły się informacje o uwolnieniu przez Stany Zjednoczone oraz wybrane kraje OECD części rezerw strategicznych surowca oraz nowe dane wskazujące na możliwy spadek zapotrzebowania na surowiec w Azji Południowo-Wschodniej (przebieg kolejnej fali COVID-19).

Średnie notowania indeksu kanadyjskiej ropy Canadian Light Sweet (CLS) w 1 kwartale 2022 roku osiągnęły poziom 116 CAD/bbl (wzrost o 74% w stosunku do analogicznego okresu r/r, tj. 67 CAD/bbl).

Presja cenowa dla ropy w 2 kwartale 2022 roku była wzmacniana przez niskie poziomy zmagazynowanego surowca w większości krajów zachodnich. Deklaracja OPEC+ z początku czerwca 2022 roku o zwiększeniu wydobycia na miesiące lipiec i sierpień o 200 tys. bbl/d (łącznie ok. 650 tys. bbl/d) nie pomogła ustabilizować rynku ze względu na niewielką skalę inicjatywy w ujęciu globalnym. Średnia cena ropy CLS w 2 kwartale 2022 roku wyniosła 138 CAD/bbl (wzrost o 79% w stosunku do analogicznego okresu r/r, tj. 77 CAD/bbl). Pomimo deficytu podaży surowca na rynku przeważyły negatywne nastroje związane z dochodzącymi sygnałami o możliwym spowolnieniu kluczowych gospodarek na świecie w efekcie trudnej sytuacji makroekonomicznej, które doprowadziły do spadku cen ropy. W odpowiedzi OPEC+ podjął w październiku decyzję o ograniczeniu wydobycia o 2 mln bbl/d, co w intencji kartelu miało pomóc utrzymać ceny. Decyzja OPEC+ została negatywnie przyjęta przez rząd Stanów Zjednoczonych, który poprzez Departament Energii zapowiedział uwolnienie w listopadzie kolejnych wolumenów surowca ze Strategicznych Rezerw Ropy Naftowej. Dodatkowo, Chiny będące największym importerem ropy na świecie znacznie obniżyły krajowe zapotrzebowanie na surowiec, wprowadzając COVID-owe lockdowny, a silny dolar amerykański automatycznie ograniczył popyt na surowiec w rejonach spoza USA. Cena ropy CLS w 3 kwartale 2022 roku osiągnęła średni poziom 117 CAD/bbl (wzrost o 40% w stosunku do analogicznego okresu r/r, tj. 84 CAD/bbl).

W 4 kwartale 2022 roku notowania cen ropy na rynkach światowych wykazywały trend spadkowy. Obawy o odbudowę zapotrzebowania na surowiec w Chinach przeważyły nad niepokojem o utrzymaniu dostaw rosyjskiej ropy po wprowadzeniu przez Unię Europejską i państwa z grupy G7 embarga i limitu cenowego na surowiec transportowany drogą morską. Cena ropy CLS w 4 kwartale 2022 roku osiągnęła średni poziom 110 CAD/bbl (wzrost o 18% w stosunku do analogicznego okresu r/r, tj. 93 CAD/bbl). Po „słabszej” drugiej połowie roku benchmark CLS zanotował w 2022 roku średnią cenę na poziomie 120 CAD/bbl (wzrost o 50% w stosunku 2022, tj. 80 CAD/bbl). W marcu 2022 roku firma B p.l.c. opublikowała zaktualizowany, ogólnodostępny dokument „BP Energy Outlook”, który ma za zadanie zaprezentować możliwe scenariusze transformacji energetycznej na świecie oraz jej wpływ na wybrane zmienne makroekonomiczne. Trzy zaprezentowane przez firmę B scenariusze, tj. „Net Zero”, „Accelerated” oraz „New Momentum”, opisują możliwe warianty transformacji energetycznej. Dwa pierwsze scenariusze są zbieżne z celami porozumienia paryskiego i zakładają znaczną redukcję emisji dwutlenku węgla. Scenariusz „Net Zero” dodatkowo uwzględnia trwałą zmianę preferencji społecznych i zachowań behawioralnych, co w sposób oddolny przyspiesza proces efektywności energetycznej i sprzyja adaptacji rozwiązań niskoemisyjnych w życiu codziennym. Z kolei scenariusz „New Momentum” uwzględnia szereg publicznie ogłoszonych w ostatnich latach inicjatyw i ambicji w zakresie dekarbonizacji, ale odpowiednio kwantyfikuje prawdopodobieństwo ich realizacji oraz kładzie mocny nacisk na sposób i tempo postępu ich wdrażania.

Odmienny zestaw założeń przyjętych dla każdego ze scenariuszy ma na celu pokazanie niepewności związanej z realizacją poszczególnych wariantów oraz zaprezentowanie wyników transformacji systemu energetycznego w przypadku podążania daną ścieżką. Dla każdego z modelowanych scenariuszy przyjęto założenie okresowego wzrostu konsumpcji energii w ujęciu globalnym. Jest to efekt rosnącego dobrobytu i wzrostu standardu życia ludności, szczególnie w krajach rozwijających się. Tempo wzrostu konsumpcji energii oraz trendy w zapotrzebowaniu na poszczególne paliwa energetyczne pozostają zróżnicowane w zależności od położenia geograficznego. W porównaniu z poprzednią wersją dokumentu, tj. „Energy Outlook 2021”, firma B skorygowała wpływ kryzysu COVID-19 na poziom światowego PKB. Poprzednie szacunki uwzględniające spadek PKB o 2,5% w roku 2025 oraz o 3,5% w roku 2050 zostały zaktualizowane (rok 2025: wzrost PKB o 1%; rok 2050: długoterminowy wpływ pandemii na światowy PKB jest niewiele mniejszy niż w poprzedniej edycji prognozy). Pomimo utrzymującej się niepewności, ale z dość powszechnie wdrażanym programem szczepionkowym oraz w połączeniu z ogromnym wsparciem finansowy w zwalczaniu wirusa można przyjąć, że wpływ pandemii COVID-19, przynajmniej w krajach rozwiniętych, będzie mniejszy, niż prognozowano. Według najnowszych projekcji firmy B kraje rozwinięte będą w stanie zredukować zapotrzebowanie na energię w latach 2019-2050 o około 25%-50% niezależnie od wybranego scenariusza. W krajach rozwijających się wyłącznie scenariusz „Net Zero” pozwala na redukcję konsumpcji energii w prognozowanym okresie o około 10%. W przypadku realizacji pozostałych opcji, wzrost zapotrzebowania na energię w krajach rozwijających się będzie wynosił między 5% a 35% globalnego zapotrzebowania na energię za sprawą coraz większej elektryfikacji oraz wzrostu wykorzystania wodoru. 

Według prognoz do roku 2030, niezależnie od scenariusza, udział paliw kopalnych maleje o 3 p.p. do 6 p.p. z początkowego poziomu 65% w 2019 roku. Dopiero od połowy lat 30-tych widoczne będą znaczące różnice w trendach i tempie zmian sumarycznego udziału paliw kopalnych dla poszczególnych wariantów. Ostatecznie, w roku 2050 udział paliw kopalnych będzie się wahał między 20% a 50%, a udział poszczególnych surowców kopalnych będzie zależny od przejętej ścieżki transformacji energetycznej. Biorąc za punkt odniesienia rok 2019, globalne zapotrzebowanie na ropę naftową wykazuje trend malejący, ale z możliwymi wzrostami w początkowym okresie. Spodziewany moment szczytowego zapotrzebowania na surowiec wykazuje dużą rozbieżność: okolice połowy lat 20. (wariant „Net Zero” i „Accelerated”) lub początek lat 30-tych (scenariusz „New Momentum”). Do roku 2050 w ujęciu globalnym możliwy jest spadek popytu na ropę o 20%, do nawet 75% głównie ze względu na mniejsze zapotrzebowanie na surowiec w transporcie.

Spadek zapotrzebowania w transporcie drogowym odzwierciedla zwłaszcza wzrost wydajności pojazdów i rosnącej elektryfikacji flot. W lotnictwie i transporcie morskim spadek zużycia ropy jest z kolei spowodowany rosnącym wykorzystaniem paliw biologicznych i wodorowych. Zmniejszające się zużycie surowca w transporcie drogowym odpowiada za około połowę spadku światowego zużycia ropy (wariant „Net Zero” i „Accelerated”) oraz prawie całą zmianę w przypadku scenariusza „New Momentum”. Widoczną redukcję zużycia surowca widać również w innych sektorach gospodarki, w tym w przemyśle i budownictwie (wariant „Net Zero” i „Accelerated”). Koncentracja zużycia ropy przypada na kraje rozwijające się oraz rosnące znaczenie surowca w sektorze petrochemicznym. Globalny model podaży ropy podlega wpływom przeciwstawnych trendów w produkcji surowca przez Stany Zjednoczone i kartelu OPEC. Według wszystkich trzech scenariuszy BP, surowiec z USA w najbliższym okresie odrobi straty z pierwszych lat prognozy. Niekonwencjonalne złoża i krótki cykl projektowy pozwalają na relatywnie szybkie zwiększenie podaży ropy. W celu utrzymania cen, w obliczu zwiększającej się podaży i spadającego zapotrzebowania, OPEC może jedynie utrzymać wydobycie na aktualnym poziomie lub je obniżyć.

Zgodnie z prognozą, od początku lat 30-tych wraz ze znacznie postępującym spadkiem popytu na ropę oraz zmniejszającym się poziomem konkurencyjności amerykańskiej produkcji OPEC zaktywizuje swoje działania na rzecz zwiększania wydobycia i stopniowego odzyskania utraconego udziału w rynku. Globalny popyt na gaz ziemny wykazuje odmienne długoterminowe trendy w zależności od przyjętego wariantu transformacji energetycznej. Wspólnym elementem wszystkich scenariuszy jest wzrost popytu na surowiec w początkowym okresie projekcji. Rosnące zapotrzebowanie na gaz jest napędzane wzrostem popytu w krajach rozwijających się (kontynuacja procesu industrializacji głównie w Chinach i Indiach). Globalny szczyt zapotrzebowania na surowiec w wariancie „Net Zero” przypada na okolice połowy lat 20-tych oraz w nieco bardziej wypłaszczonym kształcie na lata 2025-2030 (wariant „Accelerated”). Kraje rozwinięte (na czele z USA i UE) będą stopniowo zmniejszać zużycie gazu w przemyśle i energetyce (zmiana w kierunku niskoemisyjnych źródeł energii), co w pewnym stopniu zostanie zbilansowane wzrostem wykorzystania gazu do produkcji wodoru. W scenariuszu „New Momentum” rosnące zapotrzebowanie na gaz w wielkościach bezwzględnych jest obserwowane w całym horyzoncie czasowym objętym prognozą, tj. do roku. Popyt w latach 30-40 tych w dalszym ciągu jest rozwijany głównie przez rozwijające się kraje azjatyckie oraz Afrykę. W ujęciu długoterminowym do roku 2050 globalny poziom zapotrzebowania na gaz w stosunku do roku 2019 może spaść nawet o 35%-60% (warianty „Accelerated” i „Net Zero”). W scenariuszu „New Momentum” w całym okresie objętym prognozą BP zapotrzebowanie na gaz stopniowo rośnie (wzrost o 30% w latach 2019-2050).

Gaz ziemny pozostaje kluczowym składnikiem globalnej transformacji energetycznej na świecie. Średnioterminowo wzrost popytu na gaz ziemny generowany będzie niezmiennie przez sektor wytwarzania energii elektrycznej oraz przemysł. W dłuższej perspektywie prognozowany wzrost zapotrzebowania na surowiec będzie związany z wykorzystaniem gazu do produkcji niebieskiego wodoru. Największymi konsumentami gazu ziemnego pozostają Stany Zjednoczone oraz gospodarki rozwijające się, szczególnie kraje azjatyckie (m.in. Chiny) oraz Bliski Wschód. Kluczowymi producentami gazu ziemnego pozostają Stany Zjednoczone, Rosja oraz kraje Bliskiego Wschodu. W związku ze zrealizowanymi połączeniami ORLEN z Grupą LOTOS S.A. oraz z Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. działalność operacyjna segmentu Wydobycie związana z poszukiwaniem i wydobyciem zasobów mineralnych od 2022 roku prowadzona była za pośrednictwem Grupy ORLEN Upstream, Grupy LOTOS Upstream, Grupy LOTOS Petrobaltic oraz spółek i oddziałów z dawnej Grupy PGNiG.

Działalność w Polsce

Strategia Grupy ORLEN zakłada kontynuację działalności poszukiwawczo-wydobywczej poprzez ostrożny i zrównoważony rozwój portfela aktywów wydobywczych, ze szczególnym uwzględnieniem złóż gazowych. Posiadane kompetencje i doświadczenie międzynarodowego zespołu specjalistów z Grupy ORLEN pozwalają aktywnie wspierać realizację misji i wizji Grupy ORLEN w zakresie poszukiwań i wydobycia węglowodorów poprzez sprawne zarządzanie zdywersyfikowanym portfelem aktywów. Podmioty prowadzące działalność poszukiwawczo-rozpoznawczą oraz wydobycie węglowodorów ze złóż w obszarze Polski to głównie przedsiębiorstwa z większościowym udziałem kapitału Skarbu Państwa.

Liderem jest Grupa ORLEN, która po połączeniu z dawną Grupą LOTOS oraz PGNiG:

  • prowadzi prace poszukiwawczo-rozpoznawcze łącznie na obszarze 53 koncesji (w tym: dla 6 zostały wydane decyzje inwestycyjne, stanowiące podstawę do rozpoczęcia fazy wydobywania), co stanowiło 80% wszystkich koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego wydanych w Polsce według stanu na koniec 2022 roku;
  • posiada łącznie 185 koncesji na wydobywanie ropy naftowej i gazu ziemnego ze złóż, co stanowiło ponad 98% wszystkich wydanych koncesji na wydobywanie węglowodorów ze złóż w Polsce wg stanu na koniec 2022 roku.

Liderem w polskiej strefie Morza Bałtyckiego w obszarze poszukiwań i wydobycia są spółki z dawnej Grupy LOTOS. Wszystkie trzy morskie koncesje łączne na poszukiwanie, rozpoznawanie oraz wydobywanie węglowodorów w obszarach Łeba, Rozewie i Gotlandia, a także wszystkie cztery koncesje na wydobywanie węglowodorów z bałtyckich złóż ropy naftowej i gazu ziemnego B3, B8, B4 oraz B6 w polskiej strefie ekonomicznej wydane zostały na rzecz spółek zależnych dawnej Grupy LOTOS i ich wspólnych przedsięwzięć.

Zestawienie podmiotów posiadających koncesje na poszukiwanie i rozpoznanie złóż węglowodorów oraz na wydobywanie węglowodorów ze złóż w Polsce na 31 grudnia 2022 roku.

Działalność w Kanadzie

W prowincji Alberta w Kanadzie Grupa ORLEN jest rozpoznawalnym operatorem z aktywami poszukiwawczo-produkcyjnymi o łącznej powierzchni ok. 352,8 tys. akrów brutto (ok. 1,4 tys. km2), a w przeliczeniu na ilość udziałów ok. 231,1 tys. akrów netto (ok. 0,9 tys. km2) i łącznymi zasobami 2P wynoszącymi 158,0 mln boe.

Działalność w Norwegii

Aktywność w obszarze poszukiwań i wydobycia na Norweskim Szelfie Kontynentalnym utrzymywała się w 2022 roku wciągnąć wiersz wyżej, w ciągu poziomie. Średnie wydobycie węglowodorów kształtowało się na poziomie blisko 4 mln boe/dzień i zanotowało 0,4% wzrost w stosunku do roku 2021. Ponadto przygotowano i złożono do zatwierdzenia 13 planów zagospodarowania nowych złóż o łącznej wartości 229 mld NOK, co będzie wpływało pozytywnie na aktywność inwestycyjną w kolejnych latach. Czynnikami o istotnym wpływie na działalność wydobywczą w Norwegii w 2022 roku była tocząca się wojna na Ukrainie oraz związany z nią kryzys energetyczny. Podejmowane były działania w zakresie zabezpieczenia stabilnych dostaw energii do Europy w długim terminie. W szczególności na koniec 2022 roku Norwegia zyskała status największego dostawcy gazu ziemnego do Europy.

Obraz otoczenia rynkowego w Norwegii prezentują poniższe kluczowe statystyki za rok 2022:

  • 3,99 mln boe/dzień zrealizowanego średniego wydobycia węglowodorów (+0,4% r/r),
  • 172,2 mld NOK zrealizowanych inwestycji, uwzględniając koszty poszukiwań (-7,4% r/r),
  • 93 złóż w fazie eksploatacji,
  • 13 planów zagospodarowania złóż (ang. PDO) złożonych do zatwierdzenia, w tym m.in. Yggdrasil (dawniej NOAKA) oraz Trell/Trine, w których udziały posiada spółka LOTOS Norge,
  • 32 wykonane otwory poszukiwawcze,
  • 11 nowych odkrytych złóż,
  • 53 nowe koncesje przyznane w ramach rundy koncesyjnej APA 2021.

W 2022 roku wydobycie węglowodorów w Norwegii kształtowało się na średnim poziomie 3,99 mln boe/dzień i zanotowało wzrost o 0,4% w stosunku do roku 2021. Nieco ponad połowę wolumenu wydobycia, tj. 53%, stanowiły frakcje ciekłe, uwzględniając: ropę naftową, kondensat oraz NGL (ang. natural gas liquids). Udział gazu ziemnego w wolumenie wydobycia wyniósł 47%. Norweski Dyrektoriat ds. Ropy, rządowy organ administracyjny, zakłada utrzymanie stabilnego, wysokiego poziomu wydobycia węglowodorów z Szelfu Norweskiego w perspektywie kolejnych 5 lat. Średni wolumen wydobycia prognozowany jest na około 4,17 mln boe/dzień w latach 2023-2027, przy czym najwyższy poziom w tym okresie zakładany jest w roku 2025 (około 4,30 mln boe/dzień).

Historyczny i planowany poziom wydobycia węglowodorów na Norweskim Szelfie Kontynentalnym (mln boe/dzień).

Źródło: opracowanie własne na podstawie publikacji i danych Norwegian Petroleum Directorate, https://www.npd.no/en/facts/publications/reports/the-shelf/the-shelf-in-2022/

Rok 2022 charakteryzował się stabilną, wysoką aktywnością inwestycyjną firm poszukiwawczo-wydobywczych na Szelfie Norweskim. Łączny poziom inwestycji, z uwzględnieniem kosztów poszukiwań, wyniósł 172,2 mld NOK (-7,4% r/r). W ramach prowadzonej aktywności: złożono do zatwierdzenia 13 planów zagospodarowania złóż (ang. Plan for Development and Operation, PDO) o łącznej wartości 229 mld NOK, wykonano 32 otwory poszukiwawcze, a także dokonano odkrycia 11 nowych złóż ropy i gazu. Norweski Dyrektoriat ds. Ropy zakłada utrzymanie stabilnego poziomu aktywności w perspektywie kolejnych 5 lat. Średni poziom inwestycji, z uwzględnieniem kosztów poszukiwań, prognozowany jest na około 194 mld NOK rocznie w latach 2023–2027.

Historyczny i planowany poziom inwestycji na Norweskim Szelfie Kontynentalnym (mld NOK).

Źródło: opracowanie własne na podstawie publikacji i danych Norwegian Petroleum Directorate, https://www.npd.no/en/facts/publications/reports/the-shelf/the-shelf-in-2022/

Pomimo wysokiego wolumenu wydobycia i wysokiej aktywności inwestycyjnej w rozwój nowych złóż, nastąpił spadek poziomu emisji gazów cieplarnianych, związanych z działalnością wydobywczą na Szelfie Norweskim. Zak adany jest cel zmniejszenia emisji CO2 o połowę w perspektywie roku 2030, w stosunku do poziomu z 2005 roku.

Norweski Szelf Kontynentalny oferuje wciąż atrakcyjny potencjał zasobowy. Według szacunków Norweskiego Dyrektoriatu ds. Ropy, łączny potencjał zasobowy Szelfu Norweskiego wynosi 15 864 mln m3 o.e. (ang. oil equivalents), z czego około połowa została wydobyta ze złóż. Połowa zasobów, tj. około 8 mld m3 o.e., stanowi wciąż potencjał do wydobycia. Uwzględnia to zarówno potwierdzone rezerwy w złożach produkcyjnych i złożach będących w fazie zagospodarowania (łącznie ok. 2,7 mld m3 o.e.), odkryte zasoby warunkowe (ok. 1,4 mld m3 o.e.), jak i nieodkryte zasoby perspektywiczne zidentyfikowane w obszarach poszukiwawczych (ok. 3,8 mld 3 o.e., tj. 24% łącznego potencjału).

Na koniec 2022 roku na Szelfie Norweskim aktywnych było 39 firm poszukiwawczo-wydobywczych: 18 firm pełniło rolę operatora na koncesjach, 21 firm działało w roli partnera nie-operator 2. W ostatnich latach widoczny jest spadek liczby aktywnych graczy rynkowych, co wynika z prowadzonych procesów konsolidacji aktywów (rekordową liczbę 56 firm zanotowano w roku 2013). Pozycję lidera na Szelfie Norweskim utrzymuje firma Equinor, która na koniec 2022 roku była udziałowcem w 280 koncesjach, pełniąc rolę operatora na 201 koncesjach. Norweski Szelf Kontynentalny pozostaje atrakcyjnym obszarem aktywności firm z branży poszukiwawczo-wydobywczej z uwagi na m.in : wysoką perspektywiczność zasobową, wciąż duży potencjał nowych odkryć ropy naftowej i gazu ziemnego, obserwowane pozytywne trendy w zakresie redukcji kosztów, poprawy efektywności i rozwoju nowych technologii, aktywny rynek transakcyjny, a także stabilne środowisko fiskalne regulacyjne.

Potencjał zasobowy Norweskiego Szelfu Kontynentalnego (mld m3 o.e.).

Źródło: Opracowanie własne na podstawie publikacji i danych Norwegian Petroleum Directorate. https://www.npd.no/en/facts/publications/reports/resource-report/resource-report-2022/

Działalność na Litwie

Na Litwie nie ma aktywnego rynku E&P. Spółki z dawnej Grupy LOTOS, należące do Grupy Kapitałowej AB LOTOS Geonafta, są jedynymi podmiotami prowadzącymi wydobycie ropy naftowej ze złóż litewskich. 100% udziałów w spółkach litewskich należy do AB LOTOS Geonafta, z wyjątkiem spółki UAB Minijos Nafta, w której AB LOTOS Geonafta ma 50% udziałów, a pozostali inwestorzy to: Tethys Oil AB, Odin Energy A/S oraz inwestorzy prywatni.

Segment Rafineria

W 2022 roku widoczny był proces odbudowy wykorzystania mocy przerobowych w rafineriach na świecie, co było konsekwencją uwarunkowań cenowych (wysoki poziom cracków na produktach). W tych uwarunkowaniach wiele zakładów zwiększyło moc przerobową, aby wypełnić częściowo też lukę po produkcie sprzedawanym przez Rosję i to pomimo, że sankcje na import produktów z tego państwa weszły w życie w 2023 roku. Na funkcjonowanie rafinerii w ostatnich la ach wpływ miały przede wszystkim trzy kluczowe zmienne. Po pierwsze – pandemia COVID-19, która doprowadziła do okresowego spadku zapotrzebowania na paliwa. W takich okolicznościach zakłady rafineryjne nie był w stanie ulokować na rynku wytwarzanych produktów, a poziom marż kształtował się na niskim poziomie. W konsekwencji wiele zakładów na świecie zostało zamkniętych (łączna utrata mocy przerobowych wyniosła co najmniej 3,8 mb/d). Dodatkowo, pandemia COVID-19 sprawiła także, że kilka projektów inwestycyjnych na Bliskim Wschodzie, w Azji i Pacyfiku oraz Afryce nie zostało zrealizowanych we wcześnie zakładanym okresie, co powoduje, że w 2022 roku przybyło niewiele nowych mocy przerobowych.

Po drugie – modyfikacja polityki eksportowej Chin dotyczącej produktów paliwowych. Od 2021 roku obserwowany był trend zmniejszania przez to państwo liczby pozwoleń wydawanych spółkom naftowym na eksport paliw (głównie benzyny, oleju napędowego oraz paliwa lotniczego), co wpłynęło na ich mniejszą dostępność na rynkach międzynarodowych. Po trzecie – wojna rosyjsko-ukraińska, która doprowadziła do spadku dostępności nie tylko ropy naftowej z Rosji, ale przede wszystkim produktów wytwarzanych w tym państwie (Rosja była jednym z kluczowych dostawców oleju napędowego na rynek europejski). Wprowadzone sankcje wpłynęły na ograniczenie dostępności tego produktu na rynku. Natomiast import oleju napędowego, m.in. z państw Bliskiego Wschodu oraz Azji i Pacyfiku generuje dodatkowe koszty oraz powoduje, że cena produktu rośnie na rynkach międzynarodowych. 

W tych uwarunkowaniach w trakcie całego 2022 roku obserwowany był trend wzrostu marż oraz poziomu wykorzystania mocy przerobowych na świecie. Od 2012 roku w Europie zamknięto szereg rafinerii, o mocach przerobowych wynoszących łącznie około 2 mln b/d. W Europie funkcjonuje ponad 100 zakładów charakteryzujących się różnym poziomem konwersji, a część z nich (uwzględniając panujące uwarunkowania rynkowe) cechuje niski poziom rentowności, w efekcie czego część zakładów już została lub wkrótce zostanie zamknięta. Charakterystycznym trendem w panujących uwarunkowaniach jest również przekształcanie zakładów w biorafinerie. Obecnie obserwowany wysoki poziom cracków może jednak spowolnić ten proces, chociaż w długim horyzoncie czasowym największe zyski, a tym samym zdolność konkurencyjną, będą posiadać rafinerie kompleksowe, a nie proste, zdolne do szybszej adaptacji do uwarunkowań rynkowych.

Przerób ropy naftowej na świecie (w mln b/d). 

Źródło: opracowanie własne na podstawie danych OPEC.

Do największych konkurentów Grupy ORLEN w obszarze rafinerii należą:

  • Rafineria Mitteldeutschland w Leuna/Spergau położona w południowo-wschodnich Niemczech, będąca najnowocześniejszą niemiecką rafinerią.
  • Rafineria PCK w Schwedt położona na północny wschód od Berlina blisko granicy polsko-niemieckiej.
  • Rafineria Bayernoil, której główna siedziba znajduje się w Neustadt an der Donau w Bawarii.
  • Rafineria MiRO – jedna z największych w Niemczech i jedna z najnowocześniejszych rafinerii w Europie, zlokalizowana w Karlsruhe w Badenii-Wirtembergii.
  • Rafineria Ruhr Oel – jedna z największych niemieckich rafinerii z zintegrowanymi aktywami petrochemicznymi, zlokalizowana w Gelsenkirchen w Zagłębiu Ruhry.
  • Rafineria Holborn Europa Raffinerie – zlokalizowana w północnych Niemczech, w mieście Hamburg.
  • Rafineria Schwechat – położona w Austrii, w pobliżu Wiednia.
  • Rafineria Slovnaft – zintegrowana grupa rafineryjno-petrochemiczna o dominującej pozycji w Republice Słowackiej, zlokalizowana w pobliżu Bratysławy.
  • Rafineria Danube – jedna z największych rafinerii w Europie Środkowo-Wschodniej należąca do koncernu MOL, zlokalizowana w miejscowości Százhalombatta na Węgrzech.
  • Rafineria Mozyr – wiodąca rafineria białoruska, położona w pobliżu granicy z Ukrainą.

Segment Petrochemia

Do największych konkurentów Grupy ORLEN w obszarze petrochemii należą:

  • Ineos Olefins & Polymers Europa o mocach produkcyjnych około 2 190 tys. ton/rok polietylenu (HPDE, LDPE, LLDPE), około 750 tys. ton/rok polipropylenu, około 120 tys. ton/rok MPG; aktywa zlokalizowane w Belgii, Francji, Niemczech, we Włoszech, w Norwegii i Wielkiej Brytanii.
  • Sabic – moce około 1 850 tys. ton/rok polietylenu (HPDE, LDPE, LLDPE), 1 100 tys. ton/rok polipropylenu, aktywa zlokalizowane w Niemczech, Holandii i Wielkiej Brytanii.
  • Lyondell Basell Industries – największy producent polietylenu (HDPE, LDPE) o zdolnościach produkcyjnych około 2 000 tys. ton/rok, około 2 400 tys. ton/rok polipropylenu, około 160 tys. ton/rok MPG, aktywa zlokalizowane w Niemczech, Francji, Holandii.
  • Borealis z mocami produkcyjnymi około 1 970 tys. ton/rok polipropylenu, około 1 770 tys. ton/rok polietylenu (LDPE, LLDPE, HDPE), aktywa zlokalizowane w Belgii, Niemczech, Austrii i Finlandii.
  • Total Petrochemicals – moce produkcyjne około 1 220 tys. ton/rok polipropylenu, około 1 060 tys. ton/rok polietylenu (HDPE, LDPE, LLDPE), aktywa zlokalizowane w Belgii i Francji.
  • Indorama – największy producent PTA w Europie o mocach nominalnych 1 750 tys. ton rocznie, aktywa zlokalizowane w Portugalii, Hiszpanii oraz Holandii.
  • Inovyn powstała z połączenia Ineos Chlor i Solvay i posiada moce produkcyjne 2 000 tys. ton/rok PCW.
  • Dow Deutschland posiada moce produkcyjne około 290 tys. ton/rok MPG, aktywa zlokalizowane w Niemczech

Segment Gaz

Rok 2022 przyniósł ze sobą znaczące zmiany na globalnych rynkach surowców energetycznych. W efekcie rozpoczęcia konfliktu rosyjsko-ukraińskiego nastąpił znaczący wzrost cen większości węglowodorów na globalnych rynkach. Trwająca wojna przełamała naturalne mechanizmy kształtowania cen, przez co obserwowane były gwałtowne wahania ich poziomu. Wpływ na to miały zarówno oświadczenia polityczne, spekulacje oraz sankcje, jak również działania firmy Gazprom, która naruszyła istniejące umowy i ograniczyła lub całkowicie wstrzymała dostawy gazu, jak w przypadku Polski oraz Bułgarii. W rezultacie powyższych czynników w 2022 roku kraje Unii Europejskiej podjęły decyzję o zmniejszeniu ilości importowanego gazu z Rosji i zastąpieniu go LNG sprowadzanym z USA. Doprowadziło to do konieczności zmian w systemie bilansowania gazu ziemnego oraz do wzrostu znaczenia źródeł oraz infrastruktury związanej z importem LNG.

Dostawy gazu ziemnego do Polski z zagranicy w latach 2016 - 2022 w TWh.

W odpowiedzi na zachodzące zmiany Grupa ORLEN podejmowała działania zmierzające do zabezpieczenia długoterminowych mocy regazyfikacyjnych i przesyłowych pozwalających na pokrycie zapotrzebowania na gaz ziemny i LNG ze strony polskiego rynku hurtowego oraz zwiększenie aktywności sprzedażowej na rynkach w regionie Europy Środkowo-Wschodniej. W 2022 roku, w celu zabezpieczenia źródeł gazu ziemnego Grupa ORLEN realizowała import do Polski w oparciu o zdywersyfikowane portfolio kontraktów. Ponadto przygotowując się do rozpoczęcia dostaw gazu do Polski przez Baltic Pipe, Grupa ORLEN zwiększyła swoją aktywność na Norweskim Szelfie Kontynentalnym (NSK) i Duńskim Szelfie Kontynentalnym (DSK), co ma umożliwić dostawy gazu ziemnego z tych złóż do Polski. Dodatkowo rozpoczęto pozyskiwanie i sprzedaż ciekłych produktów, będących pochodnymi wydobycia gazu ziemnego i powstających podczas jego przetwarzania tzw. Natural Gas Liquids (propan / butan / nafta / etan) w ramach prowadzonej działalności na NSK.

Z kolei w kwestii zwiększenia ilości sprowadzanego LNG rozwijano przede wszystkim działalność w zakresie dostaw w formule Free on Board (FOB) oraz Deliver Ex Ship (DES) zarówno na rynku spot, jak i na podstawie kontraktów średnioterminowych. W efekcie w maju 2022 roku, na pokładzie wyczarterowanego gazowca Maran Gas Apollonia do portu w Świnoujściu dotarł pierwszy ładunek LNG FOB z USA. Łącznie w ciągu roku zrealizowano 12 dostaw LNG FOB z USA do Polski. Rozszerzenie kompetencji handlowych i logistycznych związanych z LNG pozwoli na dalszy rozwój handlu oraz umożliwi optymalizację kontraktów długoterminowych od 2023 roku. W celu realizacji kontraktów długoterminowych na dostawy FOB, Grupa ORLEN zawarła dalsze umowy na transport LNG. Pod koniec 2022 roku w skład floty transportowej wchodziły cztery gazowce o pojemności od 160 do 174 tys. m3.

Grupa ORLEN zakontraktowała również moce regazyfikacyjne terminalu LNG Montoir we Francji, które obejmują 10 slotów w 2023 roku oraz 15 slotów rocznie w latach 2024-2029. W 2022 roku Grupa ORLEN zwiększała również swoją aktywność w Europie Środkowo-Wschodniej w celu dywersyfikacji źródeł dostaw gazu d0 Polski oraz optymalizacji portfela w regionie. Konkurencję na tych rynkach stanowią główni gracze na rynku energetycznym, m.in. Shell, Total, RWE, Equinor, którzy równolegle działają na rynku obrotu gazem sieciowym, LNG i energią elektryczną. Szczególnie istotny dla Grupa ORLEN jest rozwój na rynkach, które dzięki powstającej infrastrukturze gazowej nabiorą strategicznego znaczenia dla rynku polskiego w sposób bezpośredni, tj.: Słowacja, Ukraina i Litwa, oraz pośredni, jak: Włochy, Węgry, Łotwa i Estonia.

Zbudowanie kompetencji oraz umocnienie obecności w regionie pozwoli na pozyskanie dodatkowego rynku zbytu dla gazu z kierunku północnego oraz optymalizację portfela gazowego z potencjalnym wykorzystaniem m.in. systemu magazynowania w Polsce, na Łotwie, Słowacji i Ukrainie. W ramach realizacji powyższego celu Grupa ORLEN zarezerwowała moce regazyfikacyjne w Terminalu LNG w Kłajpedzie oraz uruchomiła dostawy z tego źródła od 1 maja 2022 roku. Jednocześnie rozpoczęto obrót na giełdzie GET Baltic oraz sprzedaż do odbiorców hurtowych z Litwy i Estonii.

Obrót detaliczny

W 2022 roku rynek detaliczny w Polsce stał przed wyzwaniami, które obejmowały m.in. zmiany w domenie regulacyjnej (w wymiarze globalnym, krajowym i branżowym) nakładające na funkcjonujące na nim podmioty, w tym Grupę ORLEN, nowe wymagania sprawozdawczo-rozliczeniowe i operacyjne.

Kryzys na europejskim rynku energetycznym w 2022 roku skutkował wprowadzeniem przez polski rząd ustaw wspierających użytkowników rynku gazu i energii w Polsce. Rozwiązania legislacyjne mają na celu minimalizowanie wpływu podwyżek cen paliwa gazowego i energii elektrycznej dla najbardziej wrażliwych odbiorców. W celu dostosowania do zmian legislacyjnych również Grupa ORLEN koncentrowała swoje działania na zapewnieniu ochrony kluczowych grup odbiorców spółki przed negatywnymi skutkami wzrostów cen oraz ochrony antyinflacyjnej.

W długim horyzoncie pozwoli to na utrzymanie stabilnej bazy odbiorców i dalsze skuteczne konkurowanie spółki na rynku detalicznym.

W 2022 roku Grupa ORLEN musiała dostosować się do wyzwań związanych m.in. z:

  • drastycznym wzrostem/zmiennością cen gazu ziemnego – zarówno w wymiarze bezpośredniego wpływu na wyniki finansowe (m.in. jak wypadkowa oddziaływania regulacji taryfowych oraz innych regulacji w zakresie specjalnych zasad ochrony rynku, decyzji zakupowych i inwestycyjnych klienta w obliczu zmienności cen paliwa gazowego), jak i w wymiarze wizerunkowym i komunikacyjnym (m.in. zagrożenie dla efektów działań promujących paliwo gazowe i skuteczności mechanizmów wsparcia dla inicjatyw poprawiających jakość powietrza),
  • postępującą transformacją energetyczną będącej wynikiem zarówno polityki klimatycznej na poziomie Unii Europejskiej, jak i oczekiwań rynku (wyzwania konkurencyjne, technologiczne i inwestycyjne),
  • ryzykiem zastępowania paliwa gazowego przez klientów z grup taryfowych 1-4 rozwiązaniami alternatywnymi,
  • ryzykiem substytucji rozwiązań opartych na gazie ziemnym.

Równocześnie zmiany w otoczeniu Grupy ORLEN generują szereg szans, tj.:

  • poszerzenie możliwości produktowych i potencjału rozwojowego w ramach koncernu multienergetycznego, po fuzji PGNiG i ORLEN,
  • rola gazu ziemnego jako paliwa przejściowego na najbliższe dekady w związku z założeniami i celami polityki neutralności klimatycznej do 2050 roku, uwzględnienie gazu ziemnego w taksonomii UE,
  • wykorzystanie inwestycji przemysłowych i elektroenergetycznych w Polsce do zwiększenia sprzedaży paliwa gazowego,
  • coraz szersze wykorzystanie potencjału sprzedażowego do aktualnej bazy klientów B2C poprzez m.in. wprowadzanie kolejnych produktów dodatkowych,
  • digitalizacja i wykorzystanie potencjału już istniejących kanałów sprzedaży i obsługi klienta – rozwój w kierunku wielokanałowej obsługi, bazującej na ogólnopolskiej sieci biur obsługi przy coraz większej roli elektronicznych kanałów obsługi klienta, w tym aplikacji mobilnej,
  • rosnące zapotrzebowanie klientów B2B na rozwój zaawansowanych produktów w zakresie gazu (w tym LNG) oraz usług i produktów okołoenergetycznych, w tym usług doradczych i innych rozwiązań pozwalających na optymalizacje kosztowe,
  • rozwój oferty w obszarze rozwiązań hybrydowych, nowych modeli zaspokajania potrzeb energetycznych także w zakresie rozwiązań OZE – w odpowiedzi na zmieniające się oczekiwania klientów oraz możliwości dofinansowania inwestycji,
  • rozwój zapotrzebowania na paliwa dla niskoemisyjnego transportu lądowego i morskiego,
  • działania samorządów mające na celu ograniczanie niskiej emisji oraz rosnąca świadomość potencjalnych klientów w tym zakresie, przyszłe oraz już dostępne na rynku programy i mechanizmy dofinansowani walki ze smogiem. 

Główni i najbardziej aktywni konkurenci Grupy ORLEN na detalicznym rynku gazu to: Fortum, Axpo, Enea, Veolia oraz Tauron. W ramach rynku obrotu detalicznego LNG głównymi konkurentami są: DUON Dystrybucja, sp. z o.o, CRYOGAS M&T POLAND S.A., BARTER sp. z o.o., Shell Polska Sp. z o.o. oraz Gaspol S.A. W przypadku obszaru bunkrowania LNG największą aktywność konkurencyjną wykazuje DUON Dystrybucja sp. z o.o., Barter S.A., Cryogas sp. z o.o., Gascom sp. z o.o. oraz podmioty zagraniczne, m.in. Nauticor oraz Gasum.

Dystrybucja gazu

Dynamiczne zmiany zachodzące na rynku energii i paliw gazowych, zmiany w regulacjach prawnych (opisane w pkt. 4.3. Sprawozdania) były impulsem dla działającej w obszarze dystrybucji Polskiej Spółki Gazownictwa (PSG; należącej do Grupy ORLEN) do rozpoczęcia analiz strategicznych, które skupiały się na następujących obszarach:

  • realizacji podstawowych obowiązków PSG jako Operatora Systemu Dystrybucyjnego (OSD), tj. bezpieczne i nieprzerwane dostarczanie paliwa gazowego do odbiorców końcowych, a także obsługa, utrzymanie oraz rozbudowa sieci dystrybucyjnej;
  • identyfikacji koniecznych zmian w krajowym otoczeniu taryfowo-regulacyjnym, stabilizujących sytuację na polskim rynku paliwa gazowego;
  • utrzymaniu dyscypliny kosztowej;
  • pozyskaniu efektywnego wolumenu dystrybucji;
  • włączeniu w model biznesowy paliw alternatywnych (wodór, biometan);
  • kontynuacji prac nad optymalizacją procesów wewnętrznych oraz dalszą realizacją projektów nastawionych na digitalizację. Dotychczas PSG prowadziła ekspansywną politykę ukierunkowaną głównie na intensyfikację działań w zakresie gazyfikacji nowych min oraz przyłączeń nowych odbiorców. W 2022 roku spółka konkurowała z 49 innymi podmiotami (17 podmiotami, których podstawową działalnością jest funkcja OSD oraz 32 podmiotami, które nie pełniły funkcji OSD w ramach prowadzonej działalności) na terenie 154 gmin.

Obszar działania firm konkurencyjnych w Polsce.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z PSG.

Liczba gmin, na terenie których funkcjonują firmy konkurencyjne.

*UNIMOT System Sp. z o.o. oraz Blue LNG Sp. z o.o.
**Pozostali OSD, którzy funkcjonują na terenie dwóch i mniej gmin.
NOVOTEK GREEN ENERGY – sieć eksploatowana przez PSG.

Działania te stanowiły odpowiedź na zapotrzebowanie rynku na przyłączenie do sieci gazowej oraz realizację programów rządowych wspierających poprawę jakości powietrza w Polsce. W efekcie przeprowadzonych analiz w nadchodzących latach przewidywane jest jednak ustabilizowanie liczby nowych przyłączeń oraz koncentracja na zagęszczaniu sieci dystrybucyjnej. W perspektywie średnioterminowej PSG skupia swoje działania na pozyskaniu nowych odbiorców z sektora energetyki zawodowej, w tym w szczególności ciepłownictwa zawodowego poniżej 50 MW (od 2021 roku realizowany jest w spółce Program Transformacji Energetycznej). Wiąże się to z wymaganiami Dyrektywy Medium Combustion Plants (Dyrektywy MCP), która zaostrza normy emisji niektórych zanieczyszczeń do powietrza ze średnich obiektów energetycznego spalania. Istniejące instalacje o mocy większej niż 5 MW mają czas na dostosowanie do nowych standardów emisyjnych do 1 stycznia 2025 roku, a te o mocy do 5 MW do 1 stycznia 2030 roku.

Analizy strategiczne wskazały, że przejście na paliwo gazowe stanowi dla tych obiektów możliwość obniżenia emisji szkodliwych substancji. W perspektywie długoterminowej dokonana analiza kierunków rozwoju krajowego sektora energetycznego oraz rynku energii (Polityka Energetyczna Polski do 2040 roku) wskazuje na nadchodzące zmiany w zakresie produkcji i zużycia energii, wynikające z uwarunkowań prawnych i rynkowych determinowanych unijną polityką klimatyczno-energetyczną (Europejski Zielony Ład, Fit for 55). Polityka dekarbonizacji oraz polityka klimatyczna stanowią wyzwanie dla sektora gazowego, gdyż stosowanie paliw alternatywnych, wśród których można wymienić m.in. energię elektryczną (pompy ciepła), gaz płynny LPG, ciepło systemowe wytwarzane w lokalnych ciepłowniach miejskich z paliw innych niż paliwo gazowe, może stanowić konkurencję substytucyjną w zakresie zaspokajania potrzeb energetycznych odbiorców końcowych.

Biorąc jednak pod uwagę ideę Zielonego Ładu, transformacja energetyczna sieci gazowej może stworzyć warunki do wprowadzenia i dystrybucji odnawialnych paliw gazowych, np. biometanu, wodoru czy syntetycznego gazu ziemnego. PSG jako największy działający na rynku polskim dystrybutor paliwa gazowego już od 2014 roku analizuje możliwości poszerzenia funkcjonalności infrastruktury gazowej o zdolność do transportu gazu ziemnego z domieszką innych gazów, przede wszystkim gazów ze źródeł OZE, zarówno pod kątem technologicznym, jak i regulacyjnym.

Segment Detal

Według opublikowanego przez BloombergNEF w styczniu 2023 roku raportu „Energy Transition Investment Trends” elektryfikacja transportu (obejmując również pojazdy i infrastrukturę wodorową) to najszybciej (w liczbach bezwzględnych) rosnąca kategoria wśród inwestycji w transformację energetyczną. Strategia Grupy zakłada rozwój i zwiększanie produkcji we wszystkich technologiach pozwalających na dekarbonizację tego odpowiadającego za około jedną piąta światowych emisji CO2 sektora. 

W transporcie pasażerskim obserwujemy znaczące wzrosty sprzedaży samochodów elektrycznych – w 4 kwartale ponad 30% samochodów sprzedanych w Europie stanowiły samochody elektryczne i hybrydy plug-in. Park samochodów elektrycznych najszybciej rośnie w Europie Zachodniej, ale i w krajach takich jak Czechy i Polska obserwujemy dynamiczne wzrosty. W aktualizacji strategii odpowiadamy na przyspieszenie tempa elektryfikacji transportu – do 2030 roku Grupa Orlen zwiększy liczbę punktów ładowania z ok. 600 do ponad 10 tysięcy. Transformacja transportu ciężarowego i dalekobieżnego transportu pasażerskiego jest większym wyzwaniem technologicznym, a ścieżka dekarbonizacji nadal nie jest jasna – konkurują tu ze sobą rozwiązania oparte na wodorze i bateriach. Jeśli chodzi o to pierwsze rozwiązanie, to Grupa ORLEN rozpocznie produkcję odnawialnego wodoru – w 2030 będzie wytwarzać nie mniej niż 130 kt. 

Istotnym czynnikiem wpływającym na tendencje rynkowe w 2022 roku była sytuacja geopolityczna i makroekonomiczna, związana przede wszystkim z konfliktem zbrojnym na Ukrainie oraz rosnącą inflacją, która hamowała tempo ożywienia gospodarczego wynikającego z wygaszania pandemii COVID-19 i związanych z nią ograniczeń. W Polsce rok 2022 był okresem odbudowy wolumenów sprzedaży paliw oraz produktów pozapaliwowych. Dodatnia dynamika sprzedaży została osiągnięta między innymi dzięki zniesieniu obostrzeń i ograniczeń związanych z pandemią COVID-19, co przyczyniło się do zwiększenia ruchu samochodowego oraz do ożywienia działalności gastronomicznej funkcjonującej na stacjach paliw. Istotny wpływ na poziom sprzedaży wolumenowej miała również inwazja Rosji na Ukrainę w lutym 2022 roku, która przyczyniła się do chwilowego, lecz gwałtownego, wzrostu zapotrzebowania na paliwa. Sytuacja z popytem unormowała się w drugiej połowie roku. W 2022 roku sfinalizowano połączenie ORLEN i Grupy LOTOS, co zmieniło strukturę właścicielską stacji paliw funkcjonujących w Polsce. W wyniku fuzji ORLEN powiększył swoją sieć o 90 stacji LOTOS.

W Niemczech rok 2022 charakteryzował się dużą nieprzewidywalnością. Wojna na Ukrainie i związane z nią kroki podejmowane przez rząd niemiecki doprowadziły do obaw o bezpieczeństwo dostaw i w rezultacie do znaczących wahań międzynarodowych notowań surowców. Ze względu na wysokie ceny gazu przedsiębiorstwa przemysłowe były zmuszone do częściowego zastąpienia surowca olejem opałowym w celu zaspokojenia potrzeb energetycznych. Z powodu obniżki podatku energetycznego na początku czerwca i pod koniec września 2022 roku na stacjach benzynowych wystąpiły przejściowe niedobory w zaopatrzeniu. Niekorzystną sytuację z zaopatrzeniem pogłębił utrzymujący się niski stan wody na Renie, który negatywnie wpłynął na możliwość realizacji dostaw za pomocą barek. Transport kolejowy działał na ogół stabilne, jednak ze znacznymi opóźnieniami. W Czechach i na Słowacji na początku 2022 roku nadal obowiązywały obostrzenia związane z COVID-19, co miało wpływ na ograniczony ruch na stacjach paliw. Wojna na Ukrainie, będąca jednym z czynników kształtujących ceny na rynku, przyczyniła się do utraty wolumenu na rzecztańszych konkurentów, takich jak Tank ONO czy EuroOil.

Na Węgrzech w 2022 roku w odpowiedzi na konsekwencje konfliktu rosyjsko-ukraińskiego węgierski rząd wprowadził ograniczenie ilościowe do 20 litrów/transakcję na stacjach paliw. Podjęta decyzja doprowadziła do znaczącego spadku sprzedaży. W celu przeciwdziałania negatywnym skutkom Grupa ORLEN podjęła działania zmierzające do zwiększenia sprzedaży paliw między innymi poprzez wprowadzenie rabatu 10 HUF/l w aplikacji ORLEN HU dla wszystkich zarejestrowanych klientów przy zatankowaniu minimum 20 l. W roku 2022 największy wpływ na rynek litewski miało obniżenie VAT na paliwa w Polsce oraz podwyżki cen sprzedaży wynikające z wojny na Ukrainie. W całym 2022 roku sprzedaż oleju napędowego na rynku detalicznym spadła o 8% (r/r), natomiast sprzedaż benzyn i LPG wzrosła o około 4% (r/r). Brak przejęć i zmian właścicielskich u głównych detalicznych uczestników rynku paliwowego spowodował, że czołowe sieci utrzymały swoje pozycje rynkowe na pozostałych, dotychczasowych rynkach operacyjnych Grupy ORLEN. Grupa ORLEN jest zdecydowanym liderem sprzedaży detalicznej paliw w Europie Centralnej. Na koniec 2022 roku łączna liczba stacji wyniosła 3 097 obiektów, w tym 90 stacji przejętych w ramach fuzji z Grupą LOTOS. Grupa ORLEN na koniec 2022 posiadała 820 aktywnych punktów detalicznych spółki RUCH.

W 2022 roku kontynuowano rozwój usługi „Orlen Paczka”, która zastąpiła wcześniejszą usługę „Paczka w Ruchu”. Dzięki zmianie klienci e-commerce mogą odbierać zamówienia w większej ilości punktów: w maszynach paczkowych (obecnie 1 847), a także jak dotychczas w kioskach RUCH i punktach partnerskich.

Grupa ORLEN w kolejnych latach planuje dalej rozszerzać zasięg usługi „Orlen Paczka”. W celu zwiększenia przepustowości i efektywności sieci logistycznej „Orlen Paczki”, uruchomiony został nowy sorter i sortownia centralna w Strykowie. 

W Polsce stacje paliw działają pod marką ORLEN w segmencie premium oraz Bliska w segmencie ekonomicznym (udział stacji ekonomicznych (r/r) spada). W Czechach głównie pod marką Benzina i wspólną marką Benzina ORLEN, natomiast na Słowacji i Litwie pod marką ORLEN. Na rynku niemieckim spółka ORLEN Deutschland zarządza stacjami ekonomicznymi pod wspólną marką STAR ORLEN, a uzupełnieniem sieci jest kilkanaście stacji przymarketowych Famila. Ponadto od grudnia 2022 roku Grupa ORLEN posiada 79 stacji na rynku węgierskim pod marką ORLEN.

Segment Energetyka

Do największych konkurentów Grupy ORLEN w obszarze energetyki należą:

  • Grupa Kapitałowa PGE Polska Grupa Energetyczna S.A. jest największym zintegrowanym pionowo producentem energii elektrycznej oraz ciepła w Polsce. Dzięki połączeniu własnej bazy surowcowej, wytwarzania energii elektrycznej oraz sieci dystrybucyjnej Grupa PGE gwarantuje dostawy około 41 TWh energii elektrycznej rocznie do ponad 5,4 milionów gospodarstw domowych, przedsiębiorstw i instytucji.
  • Grupa Kapitałowa TAURON Polska Energia S.A. składająca się z TAURON Polska Energia S.A. mającą siedzibę w Katowicach i jej spółek zależnych. Grupa TAURON dostarcza około 52 TWh energii elektrycznej rocznie do ponad 5,6 milionów klientów końcowych, co sprawia, że jest największym dystrybutorem energii elektrycznej w Polsce. Jest też drugim co do wielkości sprzedawcą energii elektrycznej w kraju i największym dostawcą ciepła na Górnym Śląsku. Holding kontroluje około 30% polskich zasobów energetycznego węgla kamiennego.
  • Grupa Enea to wicelider polskiego rynku elektroenergetycznego w zakresie produkcji energii elektrycznej. Zarządza pełnym łańcuchem wartości na rynku energii elektrycznej: od paliwa, poprzez produkcję energii elektrycznej, dystrybucję, sprzedaż i obsługę klienta. Odpowiada za bezpieczne dostawy energii do 2,6 mln klientów. Do Enei Operator należy sieć dystrybucyjna w północno-zachodniej Polsce (ok.1/5 powierzchni kraju). Grupa Enea zatrudnia w całej Polsce ponad 17 tys. pracowników, którzy tworzą nowoczesny koncern energetyczny. Do Grupy Enea należą dwie ważne elektrownie systemowe: Elektrownia Kozienice i Elektrownia Połaniec. W ramach Grupy działa również Lubelski Węgiel Bogdanka – kopalnia jest głównym dostawcą surowca do należących do Grupy elektrowni. Działalność Grupy Enea obejmuje również energetykę cieplną w zakładach w Białymstoku, Obornikach i Pile.

Przeczytaj również:

Segment Energetyka

Segment Wydobycie

Na skróty:

Raport Zintegrowany Grupy ORLEN 2022

Raport możesz również pobrać w formacie PDF

Pobierz pdf