Już w przyszłym roku prawie dwie trzecie gazu wydobywanego przez Grupę ORLEN na Norweskim Szelfie Kontynentalnym będzie pochodziło z instalacji zasilanych energią odnawialną dostarczaną z lądu za pomocą podmorskich linii energetycznych. Takie rozwiązanie zastosowano już na złożach Gina Krog, Ormen Lange i Duva, co pozwoli koncernowi uniknąć w 2024 r. emisji ponad 88 tys. ton dwutlenku węgla. ORLEN planuje elektryfikację kolejnych złóż, w tym Fenris i Yggdrasil, które są obecnie w trakcie zagospodarowywania.
– Norwegia jest dla nas kluczowym rynkiem, jeśli chodzi o zabezpieczenie dostaw gazu ziemnego do Polski. Konsekwentnie rozwijamy tam nasz potencjał wydobywczy. W listopadzie podpisaliśmy umowę kupna spółki KUFPEC Norway, dzięki czemu od przyszłego roku wydobycie gazu przez Grupę ORLEN w Norwegii wzrośnie aż o jedną trzecią – do ponad 4 mld m3 rocznie. Wśród przejmowanych aktywów są m.in. udziały w złożu Gina Krog, które dzięki transakcji wzrosną z ok. 11 do 41%. W tym roku platforma Gina Krog została podłączona do lądowej sieci elektroenergetycznej zasilanej energią odnawialną, co pozwoli w 2024 r. ograniczyć emisje dwutlenku węgla związane z produkcją na tej instalacji aż o 80%. Finalizacja przejęcia KUFPEC Norway spowoduje, że już dwie trzecie naszej produkcji gazu w Norwegii będzie prowadzone w sposób maksymalnie zrównoważony i gwarantujący realizację ambitnych celów klimatycznych, wyznaczonych branży przez norweskie przepisy. Tym samym zapewniamy sprzyjające warunki dla naszej długoletniej obecności na Szelfie Norweskim, a jednocześnie realizujemy nasze strategiczne cele w zakresie wzrostu wydobycia gazu i ograniczenia emisji dwutlenku węgla związanych z tą działalnością – mówi Daniel Obajtek, Prezes Zarządu ORLEN.
Platforma Gina Krog została podłączona do norweskiej sieci elektroenergetycznej w październiku 2023 r. poprzez kompleks wydobywczy Johan Sverdrup. Elektryfikacja obu instalacji wymagała ułożenia ok. 260 km podmorskiego kabla wysokiego napięcia. Inwestycja pozwoliła zdecydowanie obniżyć emisyjność procesu wydobywczego. Bez dostaw z lądu, energia potrzebna do funkcjonowania morskich platform wydobywczych jest wytwarzana poprzez spalanie eksploatowanego gazu ziemnego. Przełączenie zasilana na energię elektryczną wytwarzaną na lądzie w praktyce oznacza przejście na energię zeroemisyjną – aż 98% elektryczności produkowanej w Norwegii pochodzi ze źródeł odnawialnych, z czego ok. 90% z elektrowni wodnych. Dzięki temu intensywność emisji związanych z wydobyciem na platformie Gina Krog w 2024 r. spadnie do 0,7 kg CO2 na baryłkę ekwiwalentu ropy naftowej, w porównaniu z 3,7 kg CO2 na baryłkę w 2023 r. W ten sposób w przyszłym roku Grupa ORLEN uniknie emisji ok. 18,5 tys. ton dwutlenku węgla związanych z eksploatacją tego złoża.
Po realizacji przejęcia KUFPEC Norway, co powinno nastąpić na przełomie 2023 i 2024 r., złoże Gina Krog będzie głównym złożem gazowym PGNiG Upstream Norway (PUN), norweskiej spółki wydobywczej ORLEN. PUN szacuje, że w przyszłym roku wydobędzie z Gina Krog ok. 1,35 mld m3 gazu, a więc ok. jednej trzeciej całej swojej produkcji tego surowca. Na drugim miejscu znajdzie się złoże Ormen Lange, z którego pochodzić będzie 1,1 mld m3 gazu i które również jest podłączone do norweskiej sieci elektroenergetycznej. Energia z lądu zasila także instalacje złoża Duva, z którego w przyszłym roku koncern zamierza pozyskać ok. 0,2 mld m3 gazu. W sumie, aż 2,6 mld m3, czyli 66% gazu, który w przyszłym roku Grupa ORLEN wyprodukuje w Norwegii, zostanie wydobyta przy użyciu instalacji zasilanych w 98% energią ze źródeł odnawialnych. Dzięki elektryfikacji złóż Gina Krog, Ormen Lange i Duva PGNiG Upstream Norway uniknie w przyszłym roku emisji 88 tys. ton CO2 (w stosunku do scenariusza, gdyby złoża te były nadal eksploatowane z użyciem platform zasilanych w standardowy sposób).
Grupa ORLEN, wraz z partnerami koncesyjnymi, planuje elektryfikację kolejnych aktywów wydobywczych: złoża Fenris i kompleksu Yggdrasil, które są w trakcie zagospodarowania. Infrastruktura Fenris i Yggdrasil będzie zasilana energią z lądu już w momencie rozpoczęcia produkcji, co pozwoli uniknąć emisji ponad 10 mln ton dwutlenku węgla w całym okresie eksploatacji, z czego na PUN przypadałoby ok. 1,1 mln ton CO2.
Elektryfikacja złóż, pomimo wyzwań i nakładów związanych z układaniem podmorskich linii energetycznych, odgrywa istotną rolę w realizacji norweskiej polityki klimatycznej. Zgodnie z założeniami rządu Norwegii, do 2030 r. branża poszukiwawczo-wydobywcza powinna zredukować emisje gazów cieplarnianych o 40% w stosunku do poziomu z 2005 r. Elektryfikacja infrastruktury wydobywczej jest uważana za metodę o największym potencjale redukcji emisji, niezbędną do osiągnięcia zakładanych celów klimatycznych.
Firmy działające na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, w tym PUN, wykorzystują także inne rozwiązania pozwalające na ograniczenie śladu węglowego. Jednym z nich jest poprawa efektywności instalacji wydobywczych poprzez podłączenie nowych złóż do już istniejącej infrastruktury. Pozwala to zmniejszyć intensywność emisji przypadających na każdą jednostkę wydobytych węglowodorów. W czerwcu 2023 r. PUN, wraz z partnerami koncesyjnymi, uzyskał zgodę na rozpoczęcie prac nad uruchomieniem wydobycia ze złoża Tyrving, które zostanie zagospodarowane z wykorzystaniem instalacji wydobywczych obszaru Alvheim. Oprócz redukcji kosztów i czasu pracy, efektem jest ograniczenie intensywności emisji, która w przypadku złoża Tyrving wyniesie zaledwie 0,3 kg CO2 na każdą wydobytą baryłkę ekwiwalentu ropy naftowej (boe). W analogiczny sposób PUN już uzyskał znaczącą redukcję śladu węglowego również w przypadku złóż Verdande (intensywność na poziomie 1,6 kg CO2/boe) oraz Alve Nord i Ørn (4,5 kg CO2/boe).
Zmniejszenie śladu węglowego jest również możliwe dzięki poprawie efektywności i modyfikacjom poszczególnych elementów infrastruktury wydobywczej wykorzystywanej przez PGNiG Upstream Norway. W grę wchodzą m. in. zastosowanie w generatorach i sprężarkach układów napędowych o zmiennej prędkości obrotowej (wykorzystywane m.in. przy eksploatacji złoża Skarv), systemy odzysku energii cieplnej i elektrycznej (Gina Krog, Skarv) czy optymalizacja procesów przy wykorzystaniu zaawansowanych modeli cyfrowych (tzw. digital twin – złoże Ormen Lange i terminal Nyhamna).
Grupa ORLEN jako pierwszy koncern paliwowo-energetyczny w Europie Środkowo-Wschodniej zadeklarował osiągnięcie neutralności emisyjnej do 2050 r. Zgodnie ze strategią, do 2030 r. Grupa ORLEN zamierza ograniczyć emisje gazów cieplarnianych związanych z eksploatacją złóż ropy i gazu o 25% w stosunku do poziomu z 2019 r.
