Nasza platforma na Morzu Północnym już działa. Tak dociera do nas gaz
Orlen zwiększa wydobycie w Norwegii. I to znacząco. Złoże Eirin wykorzystuje istniejącą infrastrukturę Gina Krog i Sleipner, obniżając jednocześnie koszty projektu.
Orlen Upstream Norway i Equinor uruchomiły eksploatację złoża Eirin na Morzu Północnym. W szczytowym okresie produkcji z tego pola do Orlen ma trafiać ok. 270 mln m sześc. gazu rocznie. To wolumen, który nie wywraca może rynku do góry nogami, ale w energetyce nie zawsze chodzi o jeden wielki przełom. Często liczy się przede wszystkim suma stabilnych, własnych i przewidywalnych źródeł.
Eirin leży ok. 250 km na zachód od Stavanger, w rejonie dobrze znanym norweskiemu przemysłowi wydobywczemu. Zasoby złoża są szacowane na 27,6 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, w tym ok. 3 mld m sześc. gazu. Orlen ma w nim 41,3 proc. udziałów, co przekłada się na ok. 11,4 mln baryłek ekwiwalentu ropy, w tym ponad 1,2 mld m sześc. gazu przypadającego na polską spółkę.
Nie mówimy tu o gazie kupowanym na rynku spotowym od anonimowego dostawcy, tylko o surowcu z pola, w którym Orlen ma udział wydobywczy. To wzmacnia pozycję koncernu w Norwegii i daje Polsce kolejny kawałek własnego łańcucha dostaw. Po doświadczeniach z Rosją ta różnica stała się po prostu elementem bezpieczeństwa.
Droga gazu do Polski jest dłuższa, niż wygląda na mapie
Gaz z Eirin nie płynie do Polski prostą rurą z jednego złoża. Najpierw trafia przez infrastrukturę związaną z pobliskim polem Gina Krog, w którym Orlen także jest udziałowcem. Następnie surowiec jest kierowany do kompleksu platform Sleipner. Tam zostaje uzdatniony do parametrów handlowych, czyli przygotowany tak, aby spełniał wymagania systemu przesyłowego.
Dalej gaz idzie do punktu Nybro w Danii, który łączy norweski system gazowy z duńskim. Stamtąd może trafić do Polski przez Baltic Pipe. To właśnie ten gazociąg, uruchomiony po latach planowania i politycznych sporów, stał się jednym z filarów polskiej dywersyfikacji po odejściu od rosyjskiego gazu.
Wokół Baltic Pipe narosło przez lata dużo patosu, choć tak naprawdę wszystko opiera się na czystym biznesie. Ta rura to po prostu bypass omijający Moskwę. Znaczenie tej infrastruktury rośnie z każdym m sześc. gazu, jaki polskie firmy wydobędą na norweskim szelfie. Każdy nowy udział w złożu to konkretny zysk i gwarancja, że rurociąg pracuje na naszych, a nie wschodnich zasadach.
Eirin pokazuje, jak zarabia się na istniejących platformach
Siła projektu Eirin tak naprawdę leży w jego prostocie. Zamiast stawiać od zera gigantyczną platformę na środku morza, postawiono na twardy pragmatyzm. Nowe złoże po prostu podpięto pod działającą już infrastrukturę Gina Krog. W branży ten model to subsea tie-back – instalacje na dnie morza łączy się z gotową bazą, całkowicie omijając gigantyczne koszty budowy nowej, odrębnej konstrukcji.
Dla firm wydobywczych to ogromna różnica. Mniejsze złoża często przez lata pozostają na półce, bo budowa osobnej infrastruktury byłaby zbyt droga. Jeśli jednak w pobliżu działa platforma, rurociągi i system przetwarzania, rachunek ekonomiczny może się po prostu zmienić. W przypadku Eirin tak właśnie się stało. Pole odkryto już w 1978 r., ale dopiero obecne warunki rynkowe, istniejąca infrastruktura i rosnące znaczenie norweskiego gazu dla Europy pozwoliły przyspieszyć projekt.
Podpięcie Eirin to dla platformy Gina Krog dodatkowe 7 lat życia. W tej branży instalacji nie zamyka się dlatego, że pod dnem nie ma już ani kropli surowca. Decyduje po prostu czysta matematyka, bo sprzęt wygasza się wtedy, gdy jego utrzymanie przestaje się opłacać. Świeży strumień gazu z nowego złoża drastycznie poprawia opłacalność całości. Dzięki temu ta potwornie droga infrastruktura będzie pracować i zarabiać znacznie dłużej.
Niskie emisje wydobycia też mają znaczenie
Orlen podkreśla, że produkcja z Eirin korzysta z infrastruktury zasilanej energią z lądu. Od 2023 r. platforma działa na prądzie dostarczanym z norweskiego systemu, w którym dominuje hydroenergetyka, uzupełniana m.in. energią wiatrową. Dzięki temu emisje związane z produkcją z Eirin mają wynosić ok. 3 kg CO2 na baryłkę ekwiwalentu ropy.
Pamiętajmy, że gaz sam w sobie nie jest paliwem bezemisyjnym, ale sposób jego wydobycia może znacząco różnić się śladem klimatycznym. Platformy zasilane turbinami gazowymi na morzu mają wyższe emisje operacyjne. Podłączenie do lądowej sieci energetycznej, zwłaszcza takiej jak norweska, zmniejsza je wyraźnie.
Przeczytaj także:
Dla Orlenu to przede wszystkim argument biznesowy i regulacyjny. Europejski rynek będzie teraz coraz mocniej patrzył nie tylko na sam surowiec, ale także na emisje w łańcuchu dostaw. Złoża o niższym śladzie produkcyjnym mogą mieć przewagę nad bardziej emisyjnymi projektami, zwłaszcza w świecie zaostrzającej się polityki klimatycznej.
