Upstream & Supply

Zasoby węglowodorów w Polsce w podziale na złoża na koniec 2025 roku [mln boe]

W 2025 roku Grupa ORLEN kontynuowała poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego na terenie Karpat, Przedgórza Karpat, Monokliny Przedsudeckiej, Niżu Polskiego, Małopolskiej, Pomorskiej i Wielkopolskiej Prowincji Naftowej oraz na Morzu Bałtyckim. Na dzień 31 grudnia 2025 roku Grupa ORLEN posiadała 41 koncesji: 34 koncesji „łącznych” (na poszukiwanie, rozpoznawanie oraz wydobywanie) oraz 7 na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego.

W lutym, na obszarze koncesji Płotki w Wielkopolsce potwierdzono zasoby w złożu Siedlemin, które zostało odkryte w ramach wspólnego projektu ORLEN S.A. i ORLEN Upstream Polska. Po przeprowadzeniu testów produkcyjnych, zasoby złoża oszacowano na ponad 1,2 mln boe. Szybkie uruchomienie produkcji z nowego odkrycia będzie możliwe dzięki dobrze rozwiniętej infrastrukturze wydobywczej w powiecie jarocińskim.

W kwietniu w ramach wspólnego projektu ORLEN i ORLEN Upstream Polska uruchomiono produkcję gazu ze złoża Grodzewo w woj. wielkopolskim. Planowana eksploatacja wyniesie ok. 18 lat, a jego łączne zasoby wynoszą ok. 1,3 mln boe.

Wykonanie w sierpniu kolejnego odwiertu na złożu Trzebusz w woj. zachodniopomorskim zwiększyło o 2,4 mln boe zasoby wydobywalne gazu ziemnego. Jego włączenie do produkcji przełoży się na wydobycie sięgające 0,1 mln boe gazu rocznie, a łączne zasoby gazu ziemnego w tym rejonie wzrosły do 7,7 mln boe.

W grudniu ORLEN rozpoczął eksploatację złoża Różańsko w województwie zachodniopomorskim, którego zasoby gazu ziemnego szacowane są na 6,2 mln boe. Inwestycja jest powiązana z rozbudową Kopalni Ropy Naftowej i Gazu Ziemnego Dębno, co pozwala również zwiększyć wydobycie z innych, już eksploatowanych złóż. Inwestycja w Różańsku przyczyni się do zwiększenia krajowego wydobycia gazu ziemnego o ok. 0,7 mln boe rocznie.

Jednocześnie w ramach projektu Edge w okresie październik - grudzień przeprowadzono likwidację otworów na złożu gazu ziemnego Tuchola. Ponadto w 2025 roku zakończono eksploatację na 5 innych złożach.

Z 20 otworów wierconych w 2025 roku o łącznym metrażu 43,266 kmb głębokość końcową osiągnęło 18 otworów, w tym: 5 poszukiwawczych, 6 rozpoznawczych oraz 7 eksploatacyjnych. Wyniki złożowe uzyskano z 18 odwiertów, w tym 11 odwiertów pozytywnych

Liczba kopalni

Grupa ORLEN prowadzi działalność na Norweskim Szelfie Kontynentalnym poprzez spółkę ORLEN Upstream Norway („ORLEN UN”, „OUN”). Na koniec 2025 roku ORLEN UN posiadał udziały w 94 koncesjach, w tym na 5 ze statusem operatora. Na początku 2026 roku w wyniku rozstrzygnięcia corocznej rundy koncesyjnej (APA 2025), OUN otrzymał propozycję objęcia udziałów w 6 nowych koncesjach.

Portfel aktywów* ORLEN Upstream Norway na koniec 2025 roku [mln boe]

W maju 2025 roku OUN dokonał odkrycia złoża E-prospect położonego na obszarze Skarv. Zasoby złoża szacowane są na 3-7 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej. W trakcie wiercenia natrafiono na dodatkowe, mniejsze złoże zawierające do 2 mln boe. Grupa ORLEN ma 11,9 % udziałów w koncesji, która bezpośrednio przylega do złoża Skarv, co ułatwi potencjalne zagospodarowanie nowych zasobów.

W czerwcu OUN wraz z partnerami koncesyjnymi podjął decyzję o zagospodarowaniu złoża Øst Frigg. Zasoby gazu znajdujące się w złożu były eksploatowane od lat 80-tych, produkcja została wstrzymana pod koniec lat 90-tych po wyczerpaniu zasobów. Wykonany w maju 2023 roku odwiert natrafił na zasoby ropy naftowej szacowane na 51-103 mln boe. Zostaną one włączone do produkcji w ramach obszaru Yggdrasil który jest obecnie w trakcie zagospodarowania, zwiększając rentowność i okres eksploatacji obszaru. W czerwcu 2025 roku OUN zakończył trzecią fazę zagospodarowania złoża Ormen Lange, w którym posiada 14% udziałów. Inwestycja umożliwi zwiększenie ilości surowca, o dodatkowe 4-7 mld m³.

W sierpniu 2025 roku OUN wraz z partnerami koncesyjnymi poinformował o odkryciu złoża ropnego Omega Alpha, którego zasoby są szacowane na 96-134 milionów boe, z czego na Grupę ORLEN przypada 10,5-15 mln boe. Złoże Omega Alpha może zostać włączone do produkcji w ramach prac na obszarze Yggdrasil.

We wrześniu 2025 roku ORLEN UN uruchomił wydobycie z odkrycia Andvare na Morzu Norweskim (formalnie stanowiącego część złoża Alve), które zapewni Grupie ORLEN 1,9 mln boe gazu ziemnego.

W październiku 2025 roku OUN ogłosił podpisanie z TotalEnergies EP Norge umowy zakupu wszystkich udziałów w złożu Tommeliten Gamma w rejonie Ekofisk. W efekcie transakcji Grupa ORLEN zwiększyła swój udział w tym złożu z 42,4% do 62,6% i pozyskała ok. 5 mln boe dodatkowych zasobów, głównie gazu ziemnego.

W grudniu 2025 roku OUN sfinalizował transakcję z DNO dotyczącą zakupu po 7,6% udziałów w złożach Albuskjell i Vest Ekofisk, zwiększając zasoby koncernu o ponad 7 mln boe. Złoża te były wcześniej eksploatowane – produkcję wstrzymano w latach 90-tych w następstwie przebudowy infrastruktury wydobywczej w rejonie Ekofisk. Partnerzy koncesyjni postanowili wznowić eksploatację z trzech złóż, wykorzystując nowe technologie wydobywcze zapewniające większą efektywność produkcji i niższe koszty eksploatacji. Rozpoczęcie wydobycia w ramach projektu Previously Produced Fields zaplanowano na 4 kwartał 2028 roku.

OUN dodatkowo uzgodnił sprzedaż na rzecz DNO 20 % udziałów w koncesji poszukiwawczej PL1135 oraz 0,83% udziałów w złożu Verdande. Przypadające na OUN zasoby Verdande wynosiły 0,35 mln boe i składały się przede wszystkim z ropy naftowej.

Na koniec 2025 roku ORLEN UN prowadził wydobycie łącznie z 20 złóż oraz kontynuował projekty zagospodarowania kolejnych 6 złóż, na których start produkcji planowany jest w latach 2026 - 2027.

W 2025 roku zrealizowano 5 odwiertów poszukiwawczych i rozpoznawczych, w wyniku czego odkryto zasoby węglowodorów szacowane na 99-141 mln boe, w tym 11,0-16,9 mln boe przypadających na OUN. Ogółem, wykonano odwierty poszukiwawcze i rozpoznawcze o łącznej długości 69,1 km oraz odwierty produkcyjne o łącznej długości 126,1 km.

Dzięki akwizycji udziałów w trzech złożach gazu (Albuskjell, Tommeliten Gamma i Vest Ekofisk) od firm TotalEnergies oraz DNO zasoby węglowodorów ORLEN UN zwiększyły się o dodatkowe 12 mln boe. Na koniec 2025 roku wynosiły łącznie 389,2 mln boe, z czego prawie 70% stanowił gaz ziemny (270,5 mln boe).

Grupa ORLEN prowadzi działalność poszukiwawczo-produkcyjną w prowincji Alberta w Kanadzie, gdzie całość wydobycia jest sprzedawana na rynku lokalnym. Główne aktywa wydobywcze zlokalizowane są w rejonach Kakwa (formacja Montney) oraz Ferrier i Lochend (formacja Cardium) i są związane z niekonwencjonalnymi złożami węglowodorów typu „tight oil” i „tight gas” eksploatowanymi przy użyciu otworów horyzontalnych i technologii hydraulicznego szczelinowania wielosekcyjnego. Obszary te są dobrze rozpoznane i cechują się niskim ryzykiem geologicznym.

W 2025 roku ORLEN Upstream Canada kontynuowała stabilne tempo rozwoju z poprzednich lat na swoich kluczowych aktywach w północnej i południowej Albercie. W 2025 roku rozpoczęto wiercenie łącznie 13 otworów, w tym: 3 otworów na obszarze Kakwa, z czego jeden otwór przeznaczony do odprowadzania wody (wybudowanie obiektu przyniesie oszczędności rzędu 6-8 mln CAD rocznie co przełoży się w pozytywny sposób na wypracowywane wyniki i realizowaną marżę), 8 otworów na obszarze Ferrier oraz 2 otworów na obszarze Lochend.

Łącznie 14 odwiertów zostało ukończonych i oddanych do eksploatacji w 2025 roku.

Grupa ORLEN prowadzi prace poszukiwawcze i eksploatacyjne w Pakistanie na podstawie umowy na poszukiwanie i eksploatację węglowodorów na obszarze koncesji Kirthar. W 2025 roku produkcja ze złóż Rehman, Rizq i Rayyan prowadzona była 13 odwiertami. W ramach zagospodarowania złóż Rehman i Rizq, prowadzono wiercenie otworu eksploatacyjnego Rizq - 6, oraz rozpoczęto przygotowania do wiercenia otworu eksploatacyjnego Rehman - 9. W ramach prac mających na celu udokumentowanie dodatkowych zasobów rozpoczęto testy otworu poszukiwawczego Rafat – 1. Łącznie w 2025 roku odwiercono około 3,4 kmb w otworze Rizq - 6.

W ramach rozwoju działalności poszukiwawczej Grupa ORLEN pozyskała wraz z operatorstwem 59% udziałów w wysoko perspektywicznej koncesji Baran ważnej przez okres 3 lat począwszy od grudnia 2023 roku. W 2025 roku realizowano prace sejsmiczne, w ramach których wykonano ok. 390 km profili 2D oraz rozpoczęto akwizycję 687 km2 3D. Akwizycja potrwa do połowy 2026 roku. Ponadto, Grupa ORLEN z 25% udziałem uczestniczy w pracach na koncesji poszukiwawczej Musakhel, na którym pierwsze wiercenie spodziewane jest w końcu 2026 roku.

Grupa ORLEN jest właścicielem 7 podziemnych magazynów gazu wysokometanowego, w tym:

• 5 magazynów złożowych- PMG Wierzchowice, PMG Strachocina, PMG Husów, PMG Swarzów, PMG Brzeźnica (wykorzystują dawne złoża gazu ziemnego lub ropy),
• 2 magazyny kawernowe- PMG Kosakowo i PMG Mogilno (w kawernach solnych).

Ich łączna pojemność wynosi ok. 3,3 mld m³.

Głównymi zadaniami magazynów jest wyrównywanie sezonowych wahań zużycia, umożliwiając zatłaczanie gazu latem i jego odbiór w okresach zwiększonego zapotrzebowania. Magazyny złożowe zapewniają stabilne, długookresowe wsparcie systemu przesyłowego, a kawernowe umożliwiają bardzo szybkie reagowanie na krótkoterminowe zmiany popytu. Cały system magazynowy pełni kluczową rolę w bezpieczeństwie energetycznym kraju i elastycznym bilansowaniu dostaw gazu.

Dodatkowo działalność poszukiwawczo- wydobywczą uzupełniają 2 magazyny gazu zaazotowanego (PMG Daszewo i PMG Boniakowo), których łączna pojemność czynna wynosi 250 mln m³.

Głównymi zadaniami tych magazynów jest regulowanie pracy systemu gazu zaazotowanego oraz zagospodarowanie gazu z kopalń gazu zaazotowanego.

W marcu 2025 roku ORLEN wraz z Equinor podpisały porozumienie dotyczące współpracy m.in. w zakresie transportu i składowania dwutlenku węgla w Polsce. Rozwiązanie pozwoli ograniczyć emisję CO₂ do atmosfery, wspierając dekarbonizację przemysłu. Strony przeprowadzą identyfikację miejsc potencjalnego składowania CO₂ - zarówno w kraju, jak i w polskiej części Bałtyku. W kolejnym kroku analizowane będą możliwości realizacji wspólnych przedsięwzięć, w oparciu o wytypowane miejsca składowania w kraju.

Grupa ORLEN jest również dostawcą usług z zakresu prac wiertniczych i serwisowych oraz innowacyjnych rozwiązań geofizycznych, geotechnicznych, geologicznych i hydrogeologicznych w zakresie badania budowy geologicznej na potrzeby szeroko pojętego sektora multienergetycznego, w szczególności na rzecz poszukiwań ropy naftowej i gazu ziemnego, odnawialnych źródeł energii (geotermia oraz morska energetyka wiatrowa), infrastruktury morskiej i lądowej, energetyki jądrowej oraz podziemnych magazynów w kraju i za granicą.

Poprzez Grupę ORLEN Energy Trading („GK OET”) rozwijana jest działalność w Europie w 3 głównych obszarach: handel na globalnym rynku LNG, usługi dostępu do europejskiego rynku gazu oraz sprzedaż hurtową na rynku Europy Środkowo-Wschodniej. W 2025 roku w ramach transakcji giełdowych i pozagiełdowych GK OET sprzedało 147,4 TWh gazu dostarczanego gazociągami (w tym 50,1 TWh gazu od ORLEN Upstream Norway), 60,2 TWh LNG (łącznie ze sprzedażą w ramach kontraktu VG) oraz 1,4 TWh energii elektrycznej.

W 2025 roku GK OET zrealizowało łącznie 58 dostaw LNG o wolumenie 60,2 TWh (łącznie ze sprzedażą w ramach kontraktu z Venture Global), z czego około 76% dostarczono do terminala LNG w Świnoujściu. W kwietniu 2025 roku rozpoczęła się realizacja długoterminowego kontraktu z Venture Global. W jego ramach odebrano 14 dostaw LNG z portu Calcasieu Pass. Ponadto, w 2025 roku GK OET realizowało dostawy LNG do odbiorców na 3 kontynentach, w tym do: Wielkiej Brytanii, Niemiec, Turcji, Egiptu, Japonii oraz Chin. Do 2029 roku GK OET posiada również zakontraktowane moce regazyfikacyjne terminala LNG Montoir we Francji (w 2025 roku zrealizowano z wykorzystaniem terminala 3 dostawy, a 50% pozostałych mocy zostało sprzedanych na rynku w celu optymalizacji kosztów operacyjnych). Dodatkowo, GK OET aktywnie zarządzało posiadanymi mocami shippingowymi, które były wykorzystywane do transportu ładunków LNG przez strony trzecie.

Wchodząca w skład GK OET spółka Orlen Energy Trading GmbH („OET”) działa na wszystkich ważnych giełdach towarowych w Europie. Na podstawie dwóch umów sprzedaży gazu OET otrzymuje znaczące wolumeny gazu produkowanego ze złoża Tyra na duńskim szelfie kontynentalnym („DSK”). OET pozyskuje gaz z NSK od 9 różnych producentów, a następnie przesyła je głównie do: Danii, Niemiec, Wielkiej Brytanii i Francji.

W Europie Środkowo-Wschodniej OET było szczególnie aktywne na Słowacji i w Ukrainie – z powodzeniem uczestniczyło w przetargach na dostawy gazu dla Ukrainy. W krajach bałtyckich OET umocniło swoją pozycję dzięki działalności tradingowej na litewskiej giełdzie, gdzie pełniło funkcję ważnego dostawcy płynności. Ponadto stało się ważnym partnerem handlowym lokalnych kontrahentów oraz kontynuowało działalność na giełdzie GET Baltic dla Litwy, Łotwy i Estonii. Dodatkowo spółka wygrała aukcję na moce magazynowe w systemie łotewskim, aktywnie wykorzystywała posiadane pojemności magazynowe do celów handlowych oraz zapewniła częściowe wykorzystanie mocy regazyfikacyjnych ORLEN w KN Energies na 2025 i I kwartale 2026 roku.

LNG małej skali

W 2025 roku ORLEN, we współpracy ze spółkami z Grupy ORLEN, sprzedawał gaz na rynku litewskim, ukraińskim, słowackim i czeskim. W 2025 roku ORLEN był zaangażowany w dostawy amerykańskiego LNG do Ukrainy i budowanie tym samym regionalnego hubu gazowego z wykorzystaniem istniejącej w Polsce i regionie infrastruktury regazyfikacyjno-przesyłowej. W 2025 roku zawarto 5 kontraktów pomiędzy ORLEN oraz Naftogaz z dostawą gazu LNG po regazyfikacji na łączny wolumen ponad 8 TWh. Jednocześnie w 2025 roku były realizowane dostawy do spółki E.SK – jednego z głównych dostawców gazu w Słowacji (także kontrakt na dostawy gazu LNG po regazyfikacji).

W 2025 roku spółka kontynuowała realizację umowy z KN Energies dotyczącej użytkowania nabrzeżnej stacji odbioru i przeładunku LNG małej skali w Kłajpedzie. Od momentu rozpoczęcia działalności w dniu 1 kwietnia 2020 roku do końca 2025 roku dostarczono do Kłajpedy 80 ładunków drogą morską, a ze stacji wyjechało blisko 5,7 tys. autocystern z łącznym ładunkiem ok. 1,5 TWh, w większości z przeznaczeniem na rynek polski, a także rynki: litewski, łotewski i estoński. Stacja, oprócz przeładunków na autocysterny, daje również możliwość bunkrowania statków.

Od początku 2023 roku ORLEN odbiera dostawy LNG w ramach długoterminowej rezerwacji mocy w terminalu FSRU w Kłajpedzie.