ORLEN uruchomi produkcję z kolejnych złóż w Norwegii

– Zagospodarowanie złóż Ørn, Alve Nord, Fenris oraz obszaru Yggdrasil zapewni Grupie ORLEN 9 mld m sześc. gazu ziemnego w całym okresie eksploatacji. To kluczowe inwestycje, które zapewnią nam utrzymanie stabilnego, wysokiego wydobycia gazu ziemnego w perspektywie kolejnych lat. Chcemy, aby jak największa część surowca przesyłanego do Polski rurociągiem Baltic Pipe pochodziła z własnego wydobycia Grupy na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Zagwarantuje to nie tylko efektywną realizację celów biznesowych koncernu, ale także wzmocni bezpieczeństwo energetyczne kraju i całego regionu – mówi Daniel Obajtek, Prezes Zarządu ORLEN.

Ørn i Alve Nord położone są na morzu Norweskim w pobliżu obszaru Skarv, który stanowi centrum działalności wydobywczej PGNiG Upstream Norway z Grupy ORLEN. Spółka eksploatuje tam 6 złóż: Skarv, Ærfugl, Ærfugl Nord, Idun, Tilje i Gråsel. Plan zagospodarowania Ørn i Alve Nord zakłada wykonanie dwóch odwiertów na każdym ze złóż, które następnie zostaną podłączone rurociągiem biegnącym po dnie morza od pływającej jednostki produkcyjno-magazynującej (FPSO) Skarv. Wykorzystanie istniejącej infrastruktury zdecydowanie zmniejszy nakłady inwestycyjne potrzebne do rozpoczęcia produkcji, a tym samym przełoży się na większą rentowność eksploatacji. Dodatkowo pozwoli skrócić czas zagospodarowania oraz zmniejszy związane z tym emisje CO2. Początek wydobycia zaplanowano na II połowę 2027 roku.

Zasoby Alve Nord i Ørn to przede wszystkim gaz ziemny. W obu występuje również kondensat a w Alve Nord takża ropa naftowa. Łączne zasoby wydobywalne przypadające na Grupę ORLEN szacowane są na ponad 27 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej (boe). PGNiG Upstream Norway posiada 40 proc. udziałów w Ørn, pozostałe należą do Aker BP (operator) i Equinor - po 30 proc. Udział spółki z Grupy ORLEN w Alve Nord to 11,9 proc. a jej partnerami koncesyjnymi są Aker BP (operator, 68 proc.) oraz Wintershall Dea Norge (20 proc.).

Na początku czerwca władze Norwegii zaakceptowały również plan zagospodarowania złoża Fenris (dawniej King Lear) położonego na Morzu Północnym. Jego zasoby będą eksploatowane za pomocą bezzałogowej platformy, która zostanie podłączona do infrastruktury sąsiedniego złoża Valhall, przyczyniając się do optymalizacji zarówno procesu zagospodarowania, jak i samej eksploatacji. Prace zmierzające do uruchomienia wydobycia z Fenris zostały już rozpoczęte a zakończą się w 2027 r. Grupa ORLEN posiada 22,2 proc. udziałów w złożu, co zapewni jej możliwość wydobycia ponad 3 mld m sześc., gazu ziemnego i prawie 19 mln boe ropy naftowej i kondensatu. Przypadająca na PGNiG Upstream Norway produkcja gazu wyniesie w szczytowym okresie wyniesie 0,33 mld m sześć. gazu ziemnego rocznie.

Drugim udziałowcem złoża jest Aker BP, który pełni na nim rolę operatora. Projekt Yggdrasil, także zaakceptowany w czerwcu, to jedno z największych przedsięwzięć wydobywczych realizowanych obecnie na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Grupa ORLEN posiada w nim ponad 12 proc. udziałów w ośmiu złożach, co przekłada się na łączne zasoby wydobywalne ponad  40 mln boe, w tym 2 mld m sześc. gazu ziemnego. Wiercenia rozpoczną się w 2025 r. a uruchomienie wydobycia zaplanowano na początku 2027 roku. Pozostałymi udziałowcami – w różnych proporcjach na poszczególnych koncesjach – są Equinor i Aker BP, który jest operatorem całego projektu.

Również w czerwcu norweska administracja naftowa zaakceptowała plan zagospodarowania wydobycia ze złoża Tyrving, w którym PGNiG Upstream Norway posiada 12 proc. udziałów. To złoże ropne o zasobach wydobywalnych szacowanych na 25 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, z czego na Grupę ORLEN przypada ok. 3 mln baryłek. Do zagospodarowania złoża zostanie wykorzystana infrastruktura wydobywcza obszaru Alvheim, w tym pływająca jednostka produkcyjno-magazynująca Alvheim. Pozwoli to m.in. radykalnie ograniczyć emisje CO2 związane z uruchomieniem i prowadzaniem wydobycia. Szacowane emisje wyniosą zaledwie 0,3 kg CO2 na baryłkę wydobytej ropy, podczas gdy średnia światowa to 15 kg CO2 na baryłkę. Pozostałymi udziałowcami złoża są Aker BP (operator, 61 proc. udziałów) oraz Petoro (27 proc.).

Obecnie Grupa ORLEN posiada udziały w 98 koncesjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Zasoby wydobywalne, jakimi dysponuje Grupa, to 346,6 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, co daje jej miejsce w pierwszej 10. największych graczy prowadzących poszukiwania i wydobycie węglowodorów w Norwegii. Wydobycie koncernu na Norweskim Szelfie Kontynentalnym wyniosło w ubiegłym roku ponad 88 tys. boe dziennie i było prowadzone z 18 złóż.

– Całkowite odejście od rosyjskiej ropy to wskazany ruch polskiego koncernu. Tak samo ważne jest, by nie popaść w uzależnienie od jednego dostawcy. Dlatego nie ma alternatywy dla dywersyfikacji dostaw surowców. – Wyjaśnia Juliusz Bolek – przewodniczący Rady Dyrektorów Instytutu Biznesu. Zakontraktowany wolumen ropy stanowi 15 procent zapotrzebowania na ten surowiec całej Grupy Orlen. Surowiec będzie dostarczana poprzez terminale w Gdańsku i Butyndze.

- Kiedy Orlen ogłaszał współpracę z Saudi Aramco, związaną między innymi z sukcesywnym zastępowaniem dostaw ropy z Federacji Rosyjskiej ropą z Królestwa Arabii Saudyjskiej, podniosły się głosy, że koncern zamienia jedną zależność na drugą. Pomijając fakt, że czym innym jest sprowadzanie niemal 100 procent ropy zza wschodniej granicy, jak było jeszcze w 2015 roku, a czym innym 40-50 procent ropy saudyjskiej w całości importu koncernu, to widzimy, że takie obawy są bezpodstawne – wskazuje Juliusz Bolek.

Jak wyjaśnia przewodniczący Rady Dyrektorów Instytutu Biznesu, Orlen sprowadza obecnie ropę z różnych kierunków. - Zatoka Perska i Morze Północne, czyli złoża norweskie to jedno, ale wśród kierunków, z których polski koncern sprowadza ropę, są także państwa basenu Morza Śródziemnego czy Ameryki Łacińskiej – wylicza ekspert. Orlen jako jeden z pierwszych koncernów w Europie, zrezygnował, po rosyjskiej agresji na Ukrainę, z importu rosyjskiej ropy drogą morską, mimo że embargo na takie dostawy wprowadzono dopiero w grudniu 2022 r. Z kolei w pierwszym kwartale 2023 roku Orlen nie przedłużył kontraktu z Rosnieftem oraz wypowiedział umowę firmie Tatnieft, co umożliwiło całkowitą rezygnację z dostaw rosyjskiej ropy do Polski.

- Dziesięć lat temu aż 98 procent surowca, przerabianego w płockiej rafinerii Orlenu, stanowiła ropa rosyjska. To pokazuje skalę zmiany, jak zaszła w ostatnich latach. Tylko mądra dywersyfikacja zapewni stabilność i bezpieczeństwo surowcowe – podkreśla Juliusz Bolek.