Norwegii może skończyć się ropa i gaz. Alarmujące wyliczenia

Norwegia ma jeszcze pod dnem morza ogromne ilości ropy i gazu. Mimo to za niecałe 25 lat jej wydobycie może skurczyć się niemal do zera. Paradoks? Tylko pozornie. Nowy raport norweskiego urzędu odpowiedzialnego za zasoby szelfu pokazuje, że kraj zużywa dziś swoje złoża znacznie szybciej, niż znajduje wystarczająco duże nowe.

Norweski Urząd ds. Szelfu przygotował trzy scenariusze pokazujące, co może wydarzyć się z tamtejszym przemysłem naftowo-gazowym do 2050 r. Wszystkie mają jedną wspólną cechę: wydobycie spada. Różni je natomiast skala.

W najbardziej optymistycznym wariancie Norwegia nadal prowadzi intensywne poszukiwania, powstają nowe projekty, szybko rozwija się technologia, a koncerny inwestują również w trudniejsze i bardziej ryzykowne obszary. W takim świecie produkcja ropy i gazu w 2050 r. wynosi około 65 proc. dzisiejszej.

Na drugim końcu skali znajduje się scenariusz niskiej aktywności. Mniej odwiertów, mniej inwestycji i stopniowe zamykanie infrastruktury sprawiają, że produkcja spada do około 5 proc. obecnego poziomu. Scenariusze nie są jednak symetryczne. Ten najlepszy wymaga ciągłych inwestycji i wielu korzystnych zdarzeń jednocześnie. W stronę najgorszego można natomiast zsunąć się znacznie łatwiej.

Norwegia nie stoi na szczęście przed sytuacją, w której geolodzy otworzyli ostatnią studnię i zobaczyli jej dno. Na norweskim szelfie pozostało według najnowszych szacunków około 7 mld standardowych m sześc. ekwiwalentu ropy. Od początku epoki naftowej wydobyto około 9 mld. Jeszcze ciekawsze jest to, że mniej więcej połowa pozostałych zasobów nie została dotąd odkryta.

Problem polega więc nie na braku węglowodorów, lecz na możliwości ich znalezienia i wydobycia w odpowiednim czasie oraz za rozsądne pieniądze. Norweskie pola zachowują się jak każde inne. Po osiągnięciu szczytu wydobycia ciśnienie i produkcja stopniowo spadają. Można wiercić kolejne otwory, pompować wodę lub gaz i wyciągać ze złoża coraz większą część surowca, ale procesu nie da się zatrzymać na zawsze. Żeby kraj utrzymywał produkcję, ubytek na starych polach musi być równoważony nowymi. I właśnie z tym zaczyna być problem.

Przez ostatnią dekadę norweskie poszukiwania dawały przeciętnie około 50 mln m sześc. ekwiwalentu ropy nowych zasobów rocznie. Odkryć więc nie brakuje. Są one jednak przeważnie niewielkie. Najłatwiejsze obszary są już bardzo dobrze poznane, dlatego firmy chętnie wiercą blisko istniejących platform i rurociągów. Małe złoże odkryte kilka kilometrów od działającej instalacji może być świetnym biznesem, bo nie trzeba dla niego budować całej infrastruktury od początku.

Tyle że kilkanaście takich niewielkich odkryć nie zastępuje jednego giganta. Norwegia potrzebuje odpowiedników Johan Sverdrup czy Johan Castberg, a takich odkryć nie dokonuje się regularnie. Dobrym symbolem problemu jest właśnie Johan Sverdrup. Gigant odpowiada obecnie za mniej więcej jedną trzecią norweskiej produkcji ropy. Urząd spodziewa się, że zarówno on, jak i potężne pole Troll zaczną po 2026 r. szybko schodzić z plateau produkcyjnego.

Na Bizblogu pisaliśmy niedawno, że właśnie ropa z Johan Sverdrup stała się szczególnie ważna również dla Orlenu. Skala tego jednego pola dobrze pokazuje, dlaczego zastąpienie największych norweskich złóż garścią mniejszych jest tak trudne.

Norwegowie nie muszą jednak znaleźć wszystkiego od nowa. Na szelfie znajduje się ponad 90 odkryć, dla których nie podjęto jeszcze żadnych ostatecznych decyzji inwestycyjnych. Łącznie zawierają ponad 500 mln m sześc. ekwiwalentu ropy zasobów warunkowych. Wiele z nich jest niewielkich i opłaca się tylko wtedy, gdy można podpiąć je do pobliskiej platformy. To rozpoczyna wyścig z czasem.

Jeżeli duże pole zakończy produkcję i jego platforma, terminal albo rurociąg zostaną zamknięte, mniejsze złoża w okolicy mogą stracić jedyną ekonomicznie sensowną drogę na rynek. Jedna likwidacja uruchamia więc efekt domina. Urząd chce dlatego skracać czas pomiędzy odkryciem złoża a rozpoczęciem wydobycia oraz wydłużać życie już istniejącej infrastruktury.

Największy nieodkryty potencjał znajduje się na dalekiej północy. Morze Barentsa jest znacznie słabiej zbadane niż Morze Północne. Jednocześnie wiercenia są tam trudniejsze, droższe i politycznie bardziej kontrowersyjne. Na Bizblogu pisaliśmy już o naciskach Norwegii na szersze poszukiwania ropy i gazu w Arktyce. Nowy raport pokazuje, dlaczego Oslo tak mocno wraca do tego tematu.

Samo znalezienie gazu na Morzu Barentsa też nie wystarczy. Obecnie jedyną dużą drogą eksportu w tym regionie jest instalacja LNG Hammerfest, której moce wykorzystuje już Snøhvit. Bez nowych możliwości transportowych kolejne odkrycia mogą pozostać pod dnem.

Od 2022 r. znaczenie norweskiego gazu dla Europy zmieniło się diametralnie. Po ograniczeniu dostaw rosyjskich Norwegia stała się największym dostawcą gazu do Unii Europejskiej. W 2025 r. odpowiadała za 31 proc. całego importu gazu do UE, a w przypadku dostaw rurociągowych jej udział przekraczał połowę. Dla Polski relacja jest jeszcze bardziej bezpośrednia.

Baltic Pipe połączył nas z norweskimi złożami, a Orlen konsekwentnie zwiększa własne wydobycie na szelfie. W maju pisaliśmy o uruchomieniu złoża Eirin, z którego do Orlenu ma trafiać w szczycie około 270 mln m sześc. gazu rocznie. Polski koncern w ostatnich miesiącach dalej kupował udziały w norweskich aktywach i dokonywał nowych odkryć. To nadal bardzo atrakcyjny obszar wydobywczy.

Przeczytaj także:

Alarm nie oznacza, że trzeba zakręcać Baltic Pipe. Produkcja ma pozostać wysoka do końca tej dekady. Poważny spadek zaczyna się w scenariuszach dopiero po 2030 r. Problem polega na tym, że decyzje potrzebne do zapewnienia dostaw w latach 40. trzeba podejmować właśnie teraz.

*Źródło grafiki wprowadzającej: chaoss, Getty Images Pro, Canva Pro / Canva Pro