Norweski „spichlerz” gazowy czyli o polskim eldorado na szelfie  

Gazowe eldorado  

Gaz stanowi ważny z perspektywy gospodarki surowiec energetyczny, który będzie w przyszłości dodatkowo nabierać znaczenia ze względu na transformację polskiej energetyki w kierunku niższych emisji.  

Pokłady tego surowca są zlokalizowane w wielu miejscach na świecie, ale Norwegia jest pod kilkoma względami wyjątkowa. To modelowa wręcz demokracja, członek NATO, kraj o bardzo stabilnym systemie prawnym. W dodatku położony w Europie, co ma ogromne znaczenie z punktu widzenia kosztów transportu surowców.  

Gazowa infrastruktura przesyłowa w Norwegii fot. Norskpetrolum

Norwegia stała się kluczowym dla Polski partnerem w dziedzinie sektora energetycznego, a dzięki zaangażowaniu PGNiG Upstream Norway (Grupa Orlen) na norweskim Szelfie i zmianom transformacyjnym zachodzącym w polskiej gospodarce jej znaczenie będzie rosło. Dzięki otwartemu w październiku 2022 r. gazociągowi pomiędzy Norwegią a Polską (Baltic Pipe) możliwe stało się połączenie z tym bogatym w gaz obszarem Europy i bezpośrednie sprowadzanie błękitnego paliwa nad Wisłę.

Według szacunkó analityka rynku gazu, dr Tomasza Włodka z AGH w Krakowie, Baltic Pipe odpowiada w 2023 roku za ponad 30 procent dostaw gazu do Polski. Udział ten będzie rósł ze względu na optymalizację pracy magistrali w kolejnych miesiącach. Docelowo przez Baltic Pipe Orlen będzie mógł sprowadzać do Polski 8,4 mld metrów sześciennych gazu rocznie, co będzie stanowiło 45 procent prognozowanego zapotrzebowania na gaz do 2025 roku. Oznacza to szczególną i wyjątkową rolę gazu z Norwegii dla Polski.  

Norwegia, pomimo iż globalnie znajduje się na 17 miejscu pod względem udokumentowanych rezerw, to z perspektywy Polski jej zasoby stanowią wystarczający wolumen do zaspokojenia potrzeb na wiele lat. 

Schemat zagospodarowania złoża na szelfie norweskim wykorzystując różne technologie

Polski gaz z szelfu  

Gaz sprowadzany z Norwegii już dziś jest w około 50 procentach gazem …polskim. Dlaczego? Jest wydobywany na miejscu przez spółkę PGNiG Upstream Norway, będącą po fuzji Orlenu i PGNiG częścią Grupy Orlen. To właśnie pod logo PGNiG realizowane są projekty upstream w Norwegii, integrujące m.in. aktywa wcześniej należące do Lotos Exploration & Production Norge. Obecnie PGNiG Upstream Norway jest siódmą pod względem produkcji gazu spółką, działającą na norweskim szelfie. Spółka posiada ponad 90 koncesji, co plasuje ją na piątym miejscu wśród firm działających w Norwegii.

Koncesje należące do PGNiG UN na Morzu Północnym

Pod względem posiadanych zasobów węglowodorów PGNiG UN jest na dziewiątym miejscu, z rezerwami szacowanymi na 400 mln boe, z czego około 60 mld metrów sześciennych to gaz ziemny. Począwszy od  2024 r. wydobycie gazu przez spółkę  przekroczy 4 mld metrów sześciennych rocznie, co da jej siódme miejsce na szelfie pod tym względem (dane uwzględniają zasoby przejmowanej przez PGNiG UN spółki KUFPEC Norway. Transakcja jest w akceptacji norweskiej administracji naftowej).  

Koncesje należące do PGNiG UN na Morzu Norweskim  

Wyniki te udało się osiągnąć w stosunkowo krótkim czasie, gdyż początek działalności PGNiG w Norwegii datuje się na 2007 rok. Rozkwit aktywności nastąpił w momencie, kiedy podjęto decyzję o budowie gazociągu Baltic Pipe. Wtedy też zaczęły się intensywne działania, mające na celu poszerzenie portfela aktywów polskiej spółki wydobywczej.  

– Na początku podchodzono do nas z rezerwą. Jeszcze w 2017 roku, kiedy rozmawialiśmy z bankami o finansowaniu projektów poszukiwania i wydobycia, nadal padały pytania, co nas interesuje, dlaczego to robimy. Banki dopytywały się, czy wierzymy, że Baltic Pipe rzeczywiście powstanie, czy zostanie zbudowany na czas. Od momentu wybuchu kryzysu energetycznego nasza pozycja znacznie wzrosła. Branża przekonała się, że jesteśmy rzetelni, a nasz osąd sytuacji i przyjęta strategia okazały się słuszne – mówi w rozmowie z POLON.pl Marek Woszczyk, dyrektor generalny PGNiG Upstream Norway  

Liczba koncesji nie jest czymś stałym i nie do końca obrazuje potencjał firmy. – Koncesje są przyznawane czasowo. Firma ma czas na wykonanie określonego programu prac w obrębie pozyskanej koncesji, tj. zbadanie i określenie potencjalnych zasobów a potem ewentualną ich eksploatację. Jednak to decyzja spółki. Może się okazać, że pierwotne założenia z różnych powodów się nie potwierdziły i nie dochodzi do realizacji komercyjnego projektu zagospodarowania zasobów. To, czy koncesji jest 100, 90 czy 80 ma znaczenie dość drugorzędne tzn. jest ważne o tyle, o ile daje nam potwierdzoną analitycznie nadzieję na systematyczne odnawianie stanu naszych wydobywalnych zasobów gazu. Najważniejsze dla nas są te, które już są w procesie zagospodarowania lub eksploatacji – mówi Woszczyk.

Obecnie PGNiG posiada w Norwegii 19 koncesji będących w fazie eksploatacji oraz kolejnych osiem, które znajdują się na różnym etapie zagospodarowania. Zgodnie ze strategią Orlen do 2030 roku Grupa planuje wydobywać rocznie 12 mld metrów sześciennych gazu. Obecne wydobycie koncernu łącznie wynosi około 7,7 mld metrów sześciennych, z czego około 3,5 mld metrów sześciennych wydobywanych jest w Polsce a ok. 3 mld m sześc. w Norwegii. Ale to wydobycie na Szelfie ma być kluczowe w realizacji strategii dynamicznego wzrostu produkcji gazu – w 2030 roku ma wynieść około 6-7 mld metrów sześciennych rocznie.  

Zagospodarowanie złoża gazowego przy pomocy FSPO fot. MODEC

Wydobycie odbywa się na relatywnie płytkim Morzu Północnym oraz na głębszym Morzu Norweskim. Złoża zlokalizowane są na głębokości od trzech do pięciu kilometrów pod morskim dnem. Do sczerpywaniazasobów  węglowodorów wykorzystuje się albo platformy typu jack-up w wodach gdzie głębokość nie przekracza 100 metrów, albo dostosowanych jednostek FPSO (floating production, storage and offloading) które są zazwyczaj przekształconymi na huby procesowe tankowcami. Do nich podłączone są specjalne rurociągi i kable monitorująco-sterujące, które po dnie morza trafiają do tzw. studni odwiertów złożowych.  

Na pokładach jednostek dochodzi do wstępnego przygotowania surowca do dalszego transportu tj. separacji, osuszenia i sprężenia.  

FPSO Skarv fot. AKER BP

Stabilizacja podatkowa i dbałość o środowisko  

To, co jest ważne z perspektywy biznesu, to stabilność podatkowa i regulacyjna panująca w Norwegii. Jak mówi Marek Woszczyk, każda zmiana przepisów, czy to podatkowych czy normujących operacje eksploracyjne  jest konsultowana z przemysłem naftowo-gazowym, a samo wdrażanie zmian tak zaplanowane w czasie, żeby ułatwiać dostosowanie się spółek do nowych regulacji. Taka sytuacja pozwoliła na przewidywalny rozwój polskiej spółki w Norwegii. PGNiG Upstream Norway udało się zbudować nie tylko solidny portfel aktywów produkcyjnych, ale i równie stabilną pozycję finansową  – jej bieżące funkcjonowanie oraz projekty inwestycyjne są w stanie być realizowane ze środków własnych, tj. wypracowanych dzięki działalności operacyjnej firmy na szelfie.  

Norwegowie przywiązują dużą wagę do tego, żeby firmy, które eksplorują  zasoby szelfu, gwarantowały wysoki poziom zarządzania, wiedzy i kompetencji. Nie każda może otrzymać koncesję na poszukiwanie czy realizację wydobycia ze złoża. Uprzednio firma musi przejść proces administracyjnej prekwalifikacji. Firma musi także znaleźć sobie partnera, aby móc zacząć eksplorację szelfu. Jeżeli spółka chce zostać operatorem koncesji, musi przejść odpowiedni audyt. To sprawia, że ryzyko ewentualnych błędów czy problemów wynikających z działalności firm poszukiwawczo-wydobywczych jest minimalizowane.  

Francuski okręt wojenny na Morzu Norweskim fot. MO Norwegii

Norwegowie dbają również o to, aby wydobycie surowców energetycznych było jak najbardziej neutralne dla klimatu i środowiska. Istnieją bardzo restrykcyjne przepisy dotyczące emisji CO2, metanu czy wykorzystania odpowiedniego sprzętu podczas prac na szelfie. M.in. w tym celu Norwegowie postawili na  elektryfikowanie platform wydobywczych celem minimalizacji emisji dwutlenku węgla, pochodzącego ze spalania w celach energetycznych gazu na platformach wydobywczych.  

Norweski gazowy spichlerz  

Szelf norweski będzie nadal stanowił kluczowy element strategii gazowej Polski w najbliższych latach a jego rola będzie rosła. Obecność spółki z Grupy ORLEN  w Norwegii daje również wymierne korzyści finansowe. W odróżnieniu od zakupów gazu z Kataru czy USA, tutaj de facto ORELN wydobywa „swój” gaz i zarabia na jego sprzedaży , dzięki czemu finansuje dalsze swoje projekty.

Platforma Gina Krog fot. Orlen

To ważny aspekt zachowania bezpieczeństwa energetycznego Polski. Rozwój wydobycia na szelfie to także recepta na wsparcie wydobycia krajowego. W Polsce nie odkrywa się dużych złóż gazowych. Te, które są już eksploatowane, będą co prawda dostarczać gaz jeszcze przez  wiele lat, ale ekonomika wydobycia z roku na rok będzie coraz to bardziej wymagająca. Coraz większą część będzie stanowił gaz zaazotowany, mniej kaloryczny niż gaz wysokometanowy, jaki jest wydobywany w Norwegii. To sprawia, że aby podtrzymać w możliwie największym stopniu energetyczną autonomię kraju i zmaksymalizować stopień bezpieczeństwa energetycznego, Norwegia stanowi naturalny kierunek rozwoju sektora wydobywczego nie tylko dla Orlenu, ale i Polski.