Grupa Orlen zwiększy wydobycie ropy naftowej i gazu w Norwegii

Gaz pozyskiwany z własnych złóż Grupy Orlen ma stanowić istotną cześć surowca przesyłanego do Polski za pomocą gazociągu Baltic Pipe. Planowane inwestycje wymagają uzyskania zgody norweskiego parlamentu. Pozytywna decyzja, spodziewana w drugim kwartale przyszłego roku, umożliwi rozpoczęcie wierceń na złożach w 2024 i 2025 roku, a ich eksploatację w 2027 roku. Inwestycje realizowane przez Grupę Orlen w obszarze wydobycia ropy i gazu wpisują się w strategiczne cele koncernu związane ze zwiększaniem bezpieczeństwa i niezależności energetycznej Polski.

– W obecnej sytuacji geopolitycznej wyraźnie widać, jak ważne jest zapewnienie Polakom pewnych źródeł dostaw gazu i ropy. Dzięki zasobom gazu ziemnego pozyskanego z norweskich złóż, który prześlemy do Polski gazociągiem Baltic Pipe, wzmocnimy bezpieczeństwo energetyczne kraju. Dlatego m.in. zbudowaliśmy koncern multienergetyczny, którego silnymi filarami są wydobycie i energetyka. Dzięki pierwszym synergiom uzyskanym z połączenia PKN Orlen z PGNiG i Grupą LOTOS wzmocniliśmy swoje kompetencje w tych obszarach i uzyskaliśmy dostęp do zróżnicowanych źródeł ropy i gazu. Jako jeden podmiot mamy jeszcze mocniejszą pozycję na międzynarodowym rynku, a to pozwala nam rozwijać współpracę i wymieniać się doświadczeniami z liczącymi się w branży partnerami – mówi Daniel Obajtek, Prezes Zarządu PKN Orlen.

Spółki z Grupy Orlen, LOTOS Norge i PGNiG Upstream Norway działają na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Wspólnie z partnerami koncesyjnymi: AkerBP, Equinor, WintershallDEA złożyły w norweskim Ministerstwie Ropy Naftowej i Energii plany zagospodarowania i eksploatacji kolejnych złóż, w których posiadają udziały. Operatorem tych złóż jest AkerBP, a łączne zasoby wydobywalne, przypadające na wszystkich koncesjonariuszy szacowane są na 580,9 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej (boe). Z tego, proporcjonalnie do udziałów, na spółki z Grupy Orlen przypada 102,4 mln boe. Planowane zaangażowanie kapitałowe, odpowiednio do ich udziałów w poszczególnych złożach, szacowane jest na ok. 5,1 mld NOK (ok. 2,3 mld zł).

– Wysoko cenimy współpracę z partnerami licencyjnymi. Dzięki profesjonalnym działaniom wszystkich koncesjonariuszy udało nam się sprawnie opracować i uzgodnić plany zagospodarowania i eksploatacji nowych złóż, które zostały złożone w Ministerstwie Ropy Naftowej i Energii. Pozytywna decyzja władz norweskich pozwoli nam efektywnie uruchomić produkcję – mówi Karl Johnny Hersvik, Prezes Zarządu AkerBP.

Jedną z największych inwestycji realizowanych obecnie na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, której wartość wynosi ok. 115 mld NOK (ponad 50 mld zł), jest projekt NOAKA. LOTOS Norge znajduje się wśród firm zaangażowanych w jego realizację. Dotyczy on zagospodarowania złóż zlokalizowanych na Morzu Północnym, w obszarze North of Alvheim (Frigg Gamma Delta, Langfjellet, Rind i Froy), Fulla i Lille-Frigg, a także złóż Krafla i Askja.

Udział spółki z Grupy Orlen w 8 koncesjach zlokalizowanych w obszarze NOAKA wynosi blisko 13%. Pozostałymi partnerami są AkerBP, który docelowo będzie operatorem całego obszaru, a także Equinor. Całkowite zasoby wydobywalne na tych koncesjach szacowane są na 318,2 mln boe. Proporcjonalne do udziału, LOTOS Norge może pozyskać z tych złóż ok. 39 mln boe, co przełoży się na produkcję 26,7 mln boe ropy naftowej i kondensatu gazu ziemnego oraz 2 mld m3 gazu. Zaangażowanie kapitałowe spółki wyniesie ok. 2,3 mld NOK (ok. 1 mld zł). Wiercenia rozpoczną się w 2025 r., natomiast uruchomienie wydobycia planowane jest na I kwartał 2027 roku.

Z kolei PGNiG Upstream Norway posiada udziały na trzech złożach Alve Nord, Ørn i Fenris, na których partnerem spółki, a jednocześnie ich operatorem także jest AkerBP. Ponadto partnerem na złożu Alve Nord jest WintershallDEA, a na złożu Ørn – Equinor.  Szacowane łączne zasoby tych złóż, przypadające na Grupę Orlen, to 7 mld m3 gazu ziemnego i 19,9 mln boe ropy naftowej i kondensatu gazu ziemnego. Zaangażowanie kapitałowe spółki w realizacje projektów zagospodarowania tych złóż sięgnie 2,8 mld NOK (1,3 mld zł).

Wiercenia otworów produkcyjnych na Alve Nord i Ørn rozpoczną się w 2025 r., a ich eksploatacja ruszy w drugiej połowie 2027 roku. Natomiast prace wiertnicze na Fenris zaplanowano na 2024 r., a produkcja ma ruszyć w trzecim kwartale 2027 roku.

PKN Orlen / Materiały prasowe