ORLEN rozpoczyna kolejny etap zwiększania własnego wydobycia gazu ziemnego na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. ORLEN Upstream Norway wraz z partnerami koncesyjnymi uruchomił produkcję ze złoża Idun Nord na Morzu Norweskim, a w kolejnych tygodniach dołączą do niego Alve Nord i Ørn. Trzy projekty mają zapewnić Grupie ORLEN ponad 30 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, przy czym zdecydowaną większość zasobów stanowi gaz ziemny. Dla Polski oznacza to wzmocnienie jednego z najważniejszych kierunków dostaw surowca po zmianie struktury europejskiego rynku gazu.
ORLEN uruchamia trzy nowe złoża gazu w Norwegii
Pierwszym z trzech nowych aktywów, które rozpoczęło produkcję, jest Idun Nord na Morzu Norweskim. W ciągu kolejnych tygodni wydobycie ma ruszyć również ze złóż Alve Nord i Ørn. Wszystkie znajdują się na obszarze Skarv, który jest jednym z głównych hubów produkcyjnych ORLEN w Norwegii.
Łączne zasoby trzech złóż szacowane są na około 120 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej (boe). Udział przypadający na ORLEN przekracza 30 mln boe, a około 80% zasobów stanowi gaz ziemny.
W praktyce oznacza to, że nowe aktywa mają dostarczyć ORLEN ponad 4 mld m sześc. gazu ziemnego. Jest to wolumen zbliżony do całej produkcji gazu ORLEN Upstream Norway w 2025 roku, która wyniosła około 4,4 mld m sześc.
Uruchomienie wydobycia ze złóż Idun Nord, Alve Nord i Ørn oznacza dodatkowe wolumeny gazu ziemnego, które wzmocnią bezpieczeństwo energetyczne Polski i regionu. Łącznie nowe złoża zapewnią ORLEN ponad 4 mld m sześc. gazu ziemnego. To szczególnie istotne w warunkach zwiększonej niepewności geopolitycznej, w tym napięć na Bliskim Wschodzie, które przypominają o znaczeniu stabilnych i zdywersyfikowanych kierunków dostaw. Dzięki bardzo dobrej współpracy z partnerami zagospodarowaliśmy trzy złoża w ramach jednego projektu, ograniczając koszty i skracając harmonogram. W efekcie produkcja rusza o rok wcześniej, niż zakładał plan. W obecnych warunkach to nie tylko sukces operacyjny, ale także istotne wzmocnienie bezpieczeństwa dostaw dla Polski i regionu.
– powiedział Ireneusz Fąfara, Prezes ORLENU.
Uruchomienie produkcji będzie odbywało się sukcesywnie ze względu na bezpieczeństwo operacji.
Po zakończeniu procesu liczba produkujących złóż ORLEN na Norweskim Szelfie Kontynentalnym wzrośnie do 24. W maju 2026 roku ORLEN Upstream Norway rozpoczął również wydobycie ze złoża Eirin na Morzu Północnym.
Skarv coraz ważniejszym hubem produkcyjnym ORLEN
Z biznesowego punktu widzenia istotny jest nie tylko wolumen nowych zasobów, ale także sposób ich zagospodarowania. Idun Nord, Alve Nord i Ørn zostały rozwinięte w ramach jednego projektu i wykorzystują wspólną infrastrukturę.
Nowe złoża podłączono do Skarv FPSO, czyli pływającej jednostki służącej do produkcji, magazynowania i przeładunku ropy oraz gazu. Pozwala to wykorzystać już funkcjonujące instalacje zamiast budować od podstaw odrębną infrastrukturę produkcyjną.
Takie rozwiązanie przynosi kilka korzyści. Ogranicza nakłady inwestycyjne, pozwala wspólnie realizować zakupy, upraszcza logistykę i może skracać czas potrzebny do rozpoczęcia komercyjnej produkcji. W przypadku trzech nowych złóż wydobycie rusza o rok wcześniej, niż pierwotnie planowano.
Jest to szczególnie istotne w dojrzałych regionach wydobywczych, takich jak Norweski Szelf Kontynentalny.
Coraz większego znaczenia nabiera tam nie tylko odkrywanie dużych, niezależnych złóż, ale również efektywne zagospodarowywanie mniejszych zasobów znajdujących się w pobliżu istniejącej infrastruktury.
Skarv FPSO ma pracować co najmniej do 2040 roku
Rozbudowa obszaru Skarv pozwala jednocześnie wydłużyć ekonomiczny okres wykorzystania funkcjonującej infrastruktury.
Według ORLEN podłączenie nowych aktywów ma umożliwić eksploatację Skarv FPSO co najmniej do 2040 roku.
Zwiększając wykorzystanie Skarv FPSO możemy rozwijać wydobycie w Norwegii w sposób bardziej efektywny pod względem kosztowym i środowiskowym. Podłączenie nowych złóż wydłuża perspektywę eksploatacji obszaru Skarv i pozwoli zwiększyć wydobycie ORLEN na tym obszarze z 3,3 do 9 mln boe w 2027 roku, co przekłada się na realizację celów strategii ORLEN 2035. To także dobry przykład, jak można lepiej wykorzystać potencjał istniejącej infrastruktury bez konieczności budowania nowych instalacji od podstaw.
– powiedział Wiesław Prugar, Wiceprezes Zarządu ORLEN ds. Upstream.
Skala wzrostu jest znacząca. Produkcja przypadająca na ORLEN na obszarze Skarv ma zwiększyć się z 3,3 mln do 9 mln boe w 2027 roku, czyli niemal trzykrotnie.
Niższa emisyjność dzięki wykorzystaniu istniejącej infrastruktury
Model zagospodarowania nowych złóż ma także znaczenie środowiskowe. Według danych spółki wykorzystanie istniejącej infrastruktury pozwoli osiągnąć wskaźnik intensywności emisji na poziomie 4,5 kg na baryłkę.
Rozwój złóż typu tie-back, czyli podłączanych do istniejących instalacji wydobywczych, pozwala ograniczyć konieczność budowy kolejnych dużych obiektów offshore.
Ma to znaczenie zarówno dla kosztów projektu, jak i jego śladu środowiskowego.
Dla przedsiębiorstw upstream jest to coraz ważniejszy element ekonomiki inwestycji. Maksymalizacja wykorzystania już poniesionych nakładów na infrastrukturę może poprawiać rentowność kolejnych projektów oraz wydłużać okres ekonomicznej eksploatacji całego hubu produkcyjnego.
Ørn najważniejszym z nowych złóż dla ORLEN
Spośród trzech uruchamianych aktywów największe znaczenie dla polskiego koncernu ma złoże Ørn, z którego na ORLEN przypada około 22 mln boe.
ORLEN Upstream Norway posiada 40% udziałów w Ørn. Pozostałe udziały należą do Aker BP, będącego operatorem złoża, oraz Equinor – obie spółki posiadają po 30%.
Struktura właścicielska pozostałych złóż jest bardziej rozproszona:
- w Idun Nord ORLEN Upstream Norway posiada 11,9% udziałów, Aker BP 23,8%, Equinor 36,2%, a Harbour Energy 28,1%,
- w Alve Nord ORLEN posiada 11,9%, Aker BP 58,1%, Harbour Energy 20%, a JAPEX Norge 10%.
Zróżnicowana struktura właścicielska oznaczała konieczność koordynacji inwestycji pomiędzy kilkoma partnerami koncesyjnymi. Jednoczesne zagospodarowanie trzech złóż pozwoliło jednak uzyskać efekt skali w zakupach, logistyce i wykorzystaniu infrastruktury produkcyjnej.
Norweski gaz pozostaje strategiczny dla Polski
Znaczenie nowych projektów wykracza poza działalność wydobywczą samego ORLEN. Norwegia pozostaje jednym z kluczowych źródeł gazu ziemnego dla Polski, a wydobycie własne koncernu na Norweskim Szelfie jest jednym z elementów krajowego systemu bezpieczeństwa energetycznego.
Gaz wydobywany w Norwegii może trafiać do Polski za pośrednictwem Baltic Pipe. Według danych przedstawionych przez ORLEN surowiec sprowadzony tym szlakiem w 2025 roku pozwolił pokryć ponad 40% krajowego zapotrzebowania na gaz.
Istotna część tego wolumenu pochodzi z własnej produkcji Grupy ORLEN. W 2025 roku ORLEN Upstream Norway wydobył około 4,4 mld m sześc. gazu ziemnego.
Z punktu widzenia bezpieczeństwa dostaw ma to szczególne znaczenie. Własna produkcja pozwala koncernowi łączyć funkcję producenta i importera surowca, ograniczając zależność od zakupów wyłącznie na rynku hurtowym.
Własne wydobycie jako element dywersyfikacji dostaw
Europejski rynek gazu przeszedł w ostatnich latach głęboką zmianę strukturalną. Ograniczenie dostaw z Rosji zwiększyło znaczenie LNG, norweskiej produkcji oraz połączeń gazowych pomiędzy poszczególnymi państwami.
Dla Polski strategiczne znaczenie mają obecnie przede wszystkim Norweski Szelf Kontynentalny, Baltic Pipe oraz dostawy LNG.
Taka struktura umożliwia dywersyfikację zarówno geograficzną, jak i technologiczną.
W tym modelu własne wydobycie ORLEN w Norwegii ma dodatkową wartość. Koncern nie ogranicza się do kontraktowego zakupu gazu od zewnętrznych producentów, lecz posiada bezpośredni udział w aktywach wydobywczych.
Dzięki temu część surowca trafiającego do polskiego systemu gazowego może pochodzić z własnego portfela upstream Grupy.
ORLEN chce dalej zwiększać wydobycie w Norwegii
Strategia koncernu nie zakłada zakończenia ekspansji na obecnym poziomie. ORLEN Upstream Norway planuje dalsze zwiększanie produkcji poprzez poszukiwanie i zagospodarowywanie nowych złóż, optymalizację aktywów już znajdujących się w eksploatacji oraz fuzje i przejęcia.
Uruchomienie Idun Nord, Alve Nord i Ørn pokazuje przy tym model, który może być wykorzystywany również w kolejnych projektach – poszukiwanie zasobów znajdujących się w zasięgu funkcjonujących hubów produkcyjnych i podłączanie ich do istniejącej infrastruktury.
Dla ORLEN oznacza to możliwość rozwoju segmentu upstream przy potencjalnie niższych nakładach jednostkowych niż w przypadku budowy całkowicie nowych instalacji produkcyjnych.
Co to oznacza dla polskiego rynku gazu i paliw?
Uruchomienie trzech nowych złóż nie oznacza jednorazowego pojawienia się na polskim rynku ponad 4 mld m sześc. gazu. Jest to łączny wolumen przypadających na ORLEN zasobów, który będzie wydobywany w kolejnych latach.
Znaczenie projektu należy więc oceniać przede wszystkim długoterminowo.
Po pierwsze, zwiększenie własnej produkcji w Norwegii wzmacnia pionową integrację ORLEN – od wydobycia surowca, przez transport i handel, po dostawy do odbiorców końcowych.
Po drugie, zwiększa rolę Norweskiego Szelfu w portfelu zaopatrzeniowym Polski i uzupełnia dostawy LNG, tworząc bardziej zdywersyfikowany system dostaw.
Po trzecie, wykorzystanie Skarv FPSO pokazuje kierunek rozwoju offshore oparty na maksymalizacji efektywności istniejącej infrastruktury. Dla sektora upstream oznacza to możliwość zagospodarowywania złóż, które jako samodzielne projekty mogłyby być mniej atrakcyjne ekonomicznie.
Wreszcie, wcześniejsze o rok uruchomienie produkcji ma wymiar biznesowy. Szybsze rozpoczęcie wydobycia oznacza wcześniejsze uruchomienie przepływów pieniężnych z projektu, a w warunkach podwyższonego ryzyka geopolitycznego również wcześniejsze zwiększenie dostępności własnych wolumenów gazu.
Dalszy rozwój aktywów ORLEN w Norwegii będzie zatem istotny nie tylko z perspektywy wyników segmentu upstream.
Norweska produkcja pozostaje jednym z filarów systemu, który po zmianach na europejskim rynku gazu ma zapewniać Polsce dostęp do stabilnych i geograficznie zdywersyfikowanych źródeł surowca.
FAQ
Ile gazu zapewnią ORLEN nowe złoża w Norwegii?
Według danych spółki Idun Nord, Alve Nord i Ørn zapewnią ORLEN łącznie ponad 4 mld m sześc. gazu ziemnego. Jest to całkowity wolumen zasobów przypadających na koncern, który będzie wydobywany w kolejnych latach.
Ile złóż będzie eksploatował ORLEN w Norwegii?
Po zakończeniu procesu uruchamiania produkcji z Idun Nord, Alve Nord i Ørn liczba produkujących złóż ORLEN na Norweskim Szelfie Kontynentalnym wzrośnie do 24.
Jak gaz wydobywany przez ORLEN w Norwegii trafia do Polski?
Jednym z kluczowych szlaków dostaw norweskiego gazu do Polski jest gazociąg Baltic Pipe, łączący norweskie złoża przez duński system przesyłowy z polskim rynkiem.
W 2025 roku gaz dostarczony tą trasą odpowiadał za ponad 40% polskiego zapotrzebowania.
ORLEN / Zdjęcie: Aker BP
Loading ...