Obecnie Grupa ORLEN dysponuje w Norwegii udziałami w 91 koncesjach. Ich łączne zasoby wydobywalne to 346,6 mln boe (boe to jednostka energii otrzymana ze spalenia jednej baryłki ropy naftowej). W 2022 r. Grupa prowadziła wydobycie na 18 norweskich złożach, z których pozyskiwała ponad 88 tys. boe dziennie. Aktywne działania na Norweskim Szelfie Kontynentalnym umożliwią realizację ambitnych planów i zwiększają bezpieczeństwo energetyczne Polski, gdyż gaz trafia do naszego kraju. Przedstawiamy kilka najnowszych projektów ORLENU realizowanych na Szelfie.
Grupa ORLEN zwiększa wydobycie gazu ziemnego
W I kwartale br. Grupa ORLEN aktualizowała strategię poprzez zapowiedź zwiększenia wydobycia własnego gazu ziemnego w kraju i za granicą do ok. 12 mld m sześc. w roku 2030. Połowa wolumenu ma pochodzić ze złóż zlokalizowanych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.
Norwegia jest dla firmy strategicznym rynkiem zagranicznym, jeśli chodzi o rozwój wydobycia gazu ziemnego. Silna pozycja w połączeniu z kompetencjami umożliwia koncernowi efektywne zarządzanie portfelem koncesji, a tym samym skuteczną realizację strategicznego celu. Jest nim dwukrotne zwiększenie produkcji gazu ziemnego na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Do końca 2030 r. produkcja własna tego surowca z naszych norweskich złóż ma wzrosnąć do 6 mld m sześc. gazu rocznie.
W ostatnim kwartale 2022 r. wydobycie norweskich spółek z Grupy ORLEN osiągnęło 88 tys. baryłek dziennie. W całym 2022 roku koncern wyprodukował ze swoich norweskich złóż 3,5 mld m sześc. gazu ziemnego, co odpowiadało ponad 20 proc. ubiegłorocznego zapotrzebowania Polski na ten surowiec.
W najbliższych pięciu latach Grupa ORLEN planuje zainwestować na Szelfie ok. 3 mld dolarów. Gaz produkowany w Norwegii jest przesyłany do Polski gazociągiem Baltic Pipe. Koncern dąży do tego, aby jak największa część gazu transportowanego tą drogą pochodziła z własnego wydobycia.
Nowe projekty na Norweskim Szelfie Kontynentalnym
W ostatnich dwóch latach polski koncern zainicjował kilka projektów inwestycyjnych, których celem jest zwiększenie produkcji gazu na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Realizacja jednego z nich – eksploatacja złoża Tommeliten Alpha – rozpocznie się w najbliższych miesiącach. Działanie to zapewni ORLENOWI dodatkowe 0,5 mld m sześc. gazu ziemnego rocznie. Surowiec wydobywany z nowych złóż trafi rurociągiem Baltic Pipe do Polski, wzmacniając bezpieczeństwo i niezależność energetyczną kraju.
Pod względem zasobów Tommeliten Alpha jest drugim największym złożem w Norwegii spośród tych, w których udziały ma Grupa ORLEN.
Ponad 42 proc. udziałów w tym złożu należy do spółki PGNiG Upstream Norway. Zasoby złoża oceniane są na 80-174 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, z czego udział PGNiG Upstream Polska wynosi 33-73 mln baryłek. Oprócz gazu ziemnego z Tommeliten Alpha będzie pozyskiwany kondensat i ropa naftowa. Obecnie prowadzone są ostatnie prace niezbędne do uruchomienia produkcji z tego złoża, którą spółka planuje, wspólnie z partnerami koncesyjnymi, uruchomić już za kilka miesięcy.
Z kolei na mocy zawartej w maju tego roku ze Sval Energi AS umowy, PGNiG Upstream Norway nabyło 10 proc. udziałów w koncesji PL211 CS, obejmującej złoża Adriana i Sabina. Koncesja położona jest na Morzu Norweskim, około 20 km na południowy zachód od obszaru wydobywczego Skarv, który stanowi główny ośrodek działalności Grupy ORLEN. Nowe złoża zostaną podłączone do istniejącej w tym rejonie infrastruktury wydobywczej, co zapewni to wyższą rentowność produkcji z nowo nabytych złóż, skróci czas i obniży koszty prac związanych z ich zagospodarowaniem.
Jak zagospodarować 3 mln ton CO2
Dzięki współpracy z norweskimi partnerami i przy wykorzystaniu ich technologii możliwe będzie zrealizowanie ambitnego celu, który wynika ze Strategii Grupy ORLEN. Przewiduje ona, że do 2030 r. koncern będzie miał możliwość magazynowania lub zagospodarowania 3 mln ton dwutlenku węgla rocznie. Potencjał ten zostanie wykorzystany do zmniejszenia własnych emisji oraz świadczenia usług zarządzania dwutlenkiem węgla na rzecz podmiotów zewnętrznych.
We wrześniu koncern podpisał porozumienie z norweskim Horisont Energi AS dotyczące potencjalnej współpracy przy jednym z najbardziej zaawansowanych projektów magazynowania CO2 na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.
Czytaj też:
ORLEN będzie magazynować CO2 pod dnem morza
Norweska spółka jest właścicielem koncesji na złożu Polaris, na którym wykonano już odwiert potwierdzający możliwość bezpiecznego zatłaczania CO2. Zgodnie z porozumieniem, do 50 proc. udziałów w koncesji i statut operatora złoża Polaris uzyska PGNiG Upstream Norway, norweska spółka Grupy ORLEN. Doświadczenie zdobyte w Norwegii pozwoli budować kompetencje dotyczące magazynowania CO2 także w Polsce, m.in. pod dnem Morza Bałtyckiego. Będzie to miało kluczowe znaczenie dla utrzymania konkurencyjności krajowego przemysłu w branżach obarczonych wysokimi kosztami emisji.
Magazynowanie CO2 to usługa skierowana przede wszystkim do branży, które są jego dużymi emitentami, ale ze względów technologicznych mają ograniczone możliwości redukcji śladu węglowego. Należą do nich m.in. cementownie, hutnictwo i przemysł chemiczny, zwłaszcza nawozowy. Możliwość magazynowania CO2 może być dla takich firm najbardziej efektywnym sposobem na ograniczenie emisji a tym samym zmniejszenie kosztów związanych z zakupem uprawnień do emisji dwutlenku węgla.
Norwegia jest jednym z liderów technologii wychwytywania i magazynowania dwutlenku węgla. Już w 1996 r. rozpoczęto wychwytywanie i ponowne zatłaczanie do podmorskich formacji geologicznych CO2 z produkcji gazu na złożu Sleipner.
ORLEN wśród największych
Po połączeniu ORLEN z Grupą Lotos i PGNiG w Grupie ORLEN znalazły się dwie spółki prowadzące wydobycie na Norweskim Szelfie Kontynentalnym: PGNiG Upstream Norway oraz LOTOS Exploration and Production Norge. Najrozsądniejszą decyzją było zintegrowanie ich działań, aby uniknąć dublowania procesów oraz ograniczyć koszty.
Integratorem norweskich aktywów Grupy ORLEN został, ze względu na doświadczenie w realizacji strategii rozwoju wydobycia, PGNiG Upstream Norway. Spółka ta może pochwalić się dynamicznym wzrostem wolumenów produkowanego gazu, osiągniętym jeszcze przed połączeniem z LOTOS Norge: od 0,5 mld m sześc. w 2020 r., przez 1,4 mld m sześc. w 2021 r., po 3,1 mld m sześc. w ubiegłym roku.
Pod względem zasobów oraz produkcji ropy i gazu znajduje się w pierwszej dziesiątce firm spośród prawie 30 prowadzących aktywną działalność na Szelfie, natomiast jeżeli weźmiemy zasoby i produkcję tylko gazu ziemnego, jest to pozycja ósma. Z kolei pod względem liczby posiadanych licencji spółka zajmuje piąte miejsce w rankingu firm działających na tym obszarze.