ORLEN wzmacnia swoje kompetencje wydobywcze na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Koncern wspólnie z Equinor uruchomił produkcję gazu ziemnego ze złoża Eirin na Morzu Północnym. W szczytowym okresie eksploatacji projekt ma dostarczać do Polski około 270 mln m3 gazu rocznie przypadającego na Grupę ORLEN. To kolejny element strategii dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego i budowy bezpieczeństwa energetycznego Polski po uruchomieniu gazociągu Baltic Pipe.
Nowa inwestycja ma znaczenie nie tylko z perspektywy wolumenów dostaw, ale również efektywności kosztowej oraz redukcji emisji CO2 w upstreamie. Eksploatacja prowadzona jest bowiem z wykorzystaniem infrastruktury zasilanej energią pochodzącą głównie ze źródeł odnawialnych.
ORLEN zwiększa wydobycie gazu na Morzu Północnym
Złoże Eirin znajduje się około 250 km na zachód od Stavanger na Morzu Północnym. Według danych operatora jego zasoby wynoszą 27,6 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, w tym około 3 mld m3 gazu ziemnego.
ORLEN Upstream Norway posiada 41,3% udziałów w projekcie. Oznacza to, że na polski koncern przypada niemal 11,5 mln baryłek ekwiwalentu ropy, w tym ponad 1,2 mld m3 gazu ziemnego. Operatorem koncesji pozostaje norweski Equinor.
W praktyce oznacza to dalsze wzmacnianie pozycji ORLEN w segmencie upstream oraz zwiększanie własnego portfela wydobywczego w Europie Północnej.
Dla rynku oznacza to również większą stabilność dostaw gazu do Polski i regionu Europy Środkowo-Wschodniej.
Gaz wydobywany na Norweskim Szelfie Kontynentalnym jest kluczowy dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego Europy i Polski. Nasza obecność w Norwegii ma charakter strategiczny i długofalowy. Uruchomienie produkcji ze złoża Eirin wzmacnia pozycję ORLEN w regionie oraz potwierdza determinację i skuteczność w realizacji inwestycji, które rozwijają potencjał wydobywczy Szelfu. Gaz, który wydobywamy z Eirin, już płynie do Polski, wzmacniając gwarancję niezawodności dostaw dla klientów ORLEN, pomimo napiętej sytuacji międzynarodowej.
– powiedział Ireneusz Fąfara, Prezes Zarządu ORLEN.
Pod względem strategicznym projekt wpisuje się w szerszy trend europejskiej dywersyfikacji źródeł energii po ograniczeniu importu rosyjskiego gazu. Norweski gaz ziemny pozostaje dziś jednym z najważniejszych filarów bezpieczeństwa energetycznego Polski.
Baltic Pipe kluczowym elementem dostaw gazu do Polski
Gaz wydobywany ze złóż Eirin oraz Gina Krog trafia do kompleksu Sleipner, gdzie surowiec jest przygotowywany do parametrów handlowych. Następnie przesyłany jest do Nybro, czyli punktu łączącego norweski i duński system przesyłowy. Dalej trafia do Polski gazociągiem Baltic Pipe.
Dla ORLEN oznacza to możliwość dalszego zwiększania wykorzystania przepustowości Baltic Pipe oraz większą kontrolę nad własnym łańcuchem dostaw gazu ziemnego.
Eksperci rynku energetycznego zwracają uwagę, że własne wydobycie gazu przez europejskie koncerny energetyczne staje się coraz ważniejsze w kontekście zmienności cen gazu na europejskich hubach oraz ryzyk geopolitycznych.
Integracja z infrastrukturą Gina Krog obniża koszty i emisje
Jednym z najważniejszych aspektów projektu Eirin jest wykorzystanie istniejącej infrastruktury wydobywczej Gina Krog. Odwiert produkcyjny został podłączony do działającej już platformy, w której ORLEN również posiada udziały.
Takie rozwiązanie pozwoliło znacząco ograniczyć koszty inwestycji, skrócić czas realizacji projektu oraz poprawić ekonomikę eksploatacji całego obszaru.
Wykorzystanie istniejącej infrastruktury to w tym przypadku nie tyko mniejszy koszt i krótszy czas inwestycji, ale również dodatkowe wolumeny gazu. Zgodnie z przewidywaniami operatora, dzięki podłączeniu Eirin, będziemy mogli wydłużyć okres eksploatacji Gina Krog o siedem lat, a tym samym zwiększyć stopień sczerapnia tego złoża. Pozwoli to na wydobycie dodatkowych 9,6 mln baryłek ekwiwalentu, z czego 4 miliony baryłek dla ORLEN. To doskonały przykład naszej efektywności w zarządzaniu portfelem aktywów w celu maksymalizacji jego wartości.
– powiedział Wiesław Prugar, Członek Zarządu ORLEN ds. Wydobycia.
Z biznesowego punktu widzenia jest to modelowy przykład optymalizacji aktywów upstreamowych.
W obecnych realiach rynkowych koncerny energetyczne coraz częściej koncentrują się na maksymalizacji wydajności istniejącej infrastruktury zamiast budowy nowych, kosztownych instalacji offshore.
Niskoemisyjne wydobycie gazu coraz ważniejsze dla rynku energetycznego
Istotnym elementem projektu jest również niski ślad emisyjny wydobycia. Platforma Gina Krog od 2023 roku zasilana jest energią elektryczną przesyłaną z lądu podmorskim kablem energetycznym.
Norweski miks energetyczny oparty jest głównie na hydroenergetyce i energetyce wiatrowej.
Według danych przytoczonych przez ORLEN emisje związane z wydobyciem z Eirin wynoszą około 3 kg CO2 na baryłkę ekwiwalentu ropy. To wynik znacznie niższy od średniej dla Norweskiego Szelfu Kontynentalnego wynoszącej 6,7 kg CO2 oraz średniej światowej sięgającej około 16 kg CO2 na baryłkę.
Dla europejskiego rynku gazu ziemnego ma to coraz większe znaczenie. Wraz z zaostrzaniem regulacji klimatycznych i polityki ESG odbiorcy przemysłowi oraz inwestorzy coraz częściej zwracają uwagę nie tylko na cenę surowca, ale również emisyjność jego wydobycia i transportu.
Co to oznacza dla rynku paliwowego/EV?
Uruchomienie produkcji ze złoża Eirin wzmacnia pozycję Polski jako kraju coraz bardziej niezależnego od dostaw gazu z kierunku wschodniego.
Dla rynku paliwowego oznacza to większą stabilność dostaw surowca wykorzystywanego m.in. w energetyce, przemyśle chemicznym oraz produkcji paliw.
W szerszej perspektywie rozwój wydobycia gazu ziemnego może również wspierać transformację energetyczną i rozwój elektromobilności. Gaz ziemny nadal pełni rolę paliwa przejściowego w europejskiej transformacji energetycznej, stabilizując system elektroenergetyczny oparty coraz mocniej na OZE.
Dla sektora EV oznacza to potencjalnie większą stabilność dostaw energii elektrycznej oraz możliwość dalszego ograniczania emisyjności produkcji energii. Jednocześnie inwestycje takie jak Eirin pokazują, że europejskie koncerny energetyczne równolegle rozwijają zarówno odnawialne źródła energii, jak i strategiczne projekty gazowe.
ORLEN planuje dalsze poszukiwania w Norwegii
ORLEN Upstream Norway oraz Equinor zapowiadają dalsze prace poszukiwawcze w rejonie Gina Krog i Eirin. Według spółek obszar ten może kryć kolejne zasoby węglowodorów.
To ważna informacja dla rynku, ponieważ Norweski Szelf Kontynentalny pozostaje jednym z najbardziej stabilnych i perspektywicznych regionów wydobywczych w Europie.
Rozwój nowych projektów może w kolejnych latach jeszcze bardziej zwiększyć znaczenie norweskiego gazu dla bezpieczeństwa energetycznego Polski.
FAQ
Ile gazu do Polski dostarczy złoże Eirin?
W szczytowym okresie produkcji ORLEN będzie odbierał około 270 mln m3 gazu ziemnego rocznie ze złoża Eirin.
Gdzie znajduje się złoże Eirin?
Złoże Eirin położone jest na Morzu Północnym, około 250 km na zachód od Stavanger w Norwegii.
Jak gaz z Eirin trafia do Polski?
Surowiec przesyłany jest przez system norweski do Nybro, a następnie gazociągiem Baltic Pipe do Polski.
ORLEN
Loading ...