ORLEN konsekwentnie buduje pozycję na Norweskim Szelfie Kontynentalnym
Grupa ORLENGrupa ORLEN systematycznie wzmacnia swoją obecność w segmencie upstream, traktując go jako jeden z filarów strategii rozwoju do 2035 r. Norweski Szelf Kontynentalny stał się kluczowym kierunkiem ekspansji wydobywczej polskiego koncernu, o czym świadczą zarówno sukcesy osiągnięte w 2024 r., jak i ambitne plany inwestycyjne na kolejne lata.
Strategiczne znaczenie segmentu upstream
W strategii ORLEN 2035 segment Upstream & Supply zajmuje wyjątkowe miejsce jako jeden z 4 głównych filarów rozwoju koncernu. Przewiduje się, że będzie generował aż 36% całkowitego EBITDA Grupy, co przekłada się na ponad 200 mld zł z ogólnej wartości przekraczającej 550 mld zł w latach 2025–2035.
Na realizację celów strategicznych tego obszaru zaplanowano roczne nakłady inwestycyjne na poziomie 7–8 mld zł. Nowa strategia ORLEN do 2035 r. zakłada, że zyski z wydobycia ropy i gazu będą współfinansować transformację energetyczną koncernu. Dlatego spółka stawia na efektywne inwestycje w tym segmencie. Co również istotne, przepływy pieniężne generowane w segmencie Upstream & Supply będą wspierać transformację energetyczną polskiej gospodarki, co dodatkowo podkreśla jego kluczową rolę w strategii koncernu.
Według stanu na koniec 2024 r. koncern dysponuje udokumentowanymi rezerwami węglowodorów, które wynoszą łącznie 1306,9 mld baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, z czego 73% stanowi gaz ziemny, a 27% ropa naftowa i NGL. W Norwegii, przyjmując stan na koniec ubiegłego roku, ORLEN posiadał 407,8 mln boe udokumentowanych rezerw.
Rekordowy rok 2024 w Norwegii
W ubiegłym roku ORLEN Upstream Norway wykonał 6 odwiertów poszukiwawczych i rozpoznawczych – tj. o 4 więcej niż rok wcześniej. Efektem intensywnych prac było odkrycie lub potwierdzenie zasobów ropy, gazu i kondensatu szacowanych na 66–129 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, w tym 11,0–22,3 mln boe przypadających na ORLEN. Rekordowe było również wydobycie realizowane przez spółkę, które osiągnęło poziom ponad 4,5 mld m3.
Największe odkrycie – złoże Cerisa
Wśród najważniejszych sukcesów 2024 r. wyróżnia się odkrycie złoża Cerisa – trzeciego największego złoża odkrytego w tamtym roku na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Całkowite zasoby złoża szacowane są na 18–39 mln boe, co zapewni ORLEN dodatkowe 5,4–11,7 mln boe ropy i gazu.
Cerisa zlokalizowana jest zaledwie 5 km od złoża Duva, w którym Grupa ORLEN posiada 30% udziałów. Ta bliskość umożliwia podłączenie nowego złoża do instalacji wydobywczych Duva, co pozwoli obniżyć koszty i skrócić czas zagospodarowania odkrycia, a także wydłuży okres eksploatacji tego obszaru i zwiększy stopień wykorzystania jego zasobów.
Sukcesy na złożach Adriana i Sabina
ORLEN Upstream Norway z sukcesem przeprowadził także wiercenia rozpoznawcze na złożach Adriana i Sabina, które są zlokalizowane na Morzu Norweskim ok. 270 km na północ od Kristiansund.
Złoże Adriana potwierdziło zasoby gazu ziemnego i kondensatu w ilości 28–43 mln boe, zapewniając ORLEN dodatkowe 3,3–5,1 mln boe. Z kolei na złożu Sabina odwiert rozpoznawczy o długości 4111 m potwierdził istnienie zasobów w wysokości 17–39 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, z czego na ORLEN przypada od 2,0 do 4,7 mln boe.
Oba złoża mogą zostać podłączone do infrastruktury obszaru Skarv – jednego z głównych hubów produkcyjnych koncernu ORLEN na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.
Strategia bliskości istniejącej infrastruktury
Przykładem skuteczności przyjętej strategii poszukiwawczej jest szybkie uruchomienie wydobycia z prospektu Trell Nord. Zasoby odkryte w 2024 r. zostały już włączone do produkcji przy okazji zagospodarowania pobliskiego złoża Tyrving, które uruchomiono we wrześniu 2024 r.
ORLEN deklaruje, że prowadzenie poszukiwań w pobliżu już eksploatowanych złóż to jeden z filarów strategii poszukiwawczej Grupy na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Dzięki temu możliwe jest zdyskontowanie znajomości geologii danego obszaru dla zwiększenia szans na odkrycie nowych zasobów. Przy tym wykorzystanie już istniejącej infrastruktury produkcyjnej pozwala przyspieszyć uruchomienie eksploatacji przy jednoczesnym ograniczeniu kosztów inwestycji.
Nowe odkrycia w 2025 r.
Początek bieżącego roku przyniósł kolejne sukcesy. W styczniu ORLEN pozyskał 8 nowych koncesji na Norweskim Szelfie Kontynentalnym w ramach rundy APA 2024, zwiększając swój portfel do 101 koncesji. Siedem z ośmiu nowych koncesji zlokalizowanych jest na Morzu Północnym, w tym cztery w sąsiedztwie obszaru Yggdrasil – jednego z największych realizowanych obecnie projektów inwestycyjnych na Norweskim Szelfie.
Odkrycie E-prospect
W maju 2025 r. ORLEN Upstream Norway, wraz z partnerami koncesyjnymi, odkrył nowe złoże E-prospect na obszarze Skarv. Wielkość złoża szacowana jest na 3–7 mln baryłek ropy naftowej, a w trakcie wiercenia natrafiono dodatkowo na mniejsze złoże zawierające do 2 mln baryłek ropy.
Złoże znajduje się w odległości niecałych 8 km od najbliższej infrastruktury produkcyjnej. Umożliwi to szybkie i efektywne zagospodarowanie odkrycia.
Rekordowe Omega Alfa
Największym sukcesem 2025 r. było jednak odkrycie złoża Omega Alfa na obszarze Yggdrasil na Morzu Północnym. Z zasobami wydobywalnymi szacowanymi na ok. 134 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej jest to największe tegoroczne odkrycie na Norweskim Szelfie Kontynentalnym i jedno z największych w ostatniej dekadzie.
Projekt wyznaczył nowe kierunki działalności poszukiwawczej. Partnerzy wykonali odwiert pionowy do głębokości 2250 m, z którego następnie odwiercono kilka odwiertów horyzontalnych w różnych kierunkach. Trzy z nich przekroczyły 10 km, ustanawiając rekord długości odwiertów horyzontalnych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.
W ciągu 3 miesięcy wykonano odwierty o łącznej długości 45 km, wykorzystując technologię geo-steeringu, która umożliwia precyzyjne modyfikowanie trajektorii wiercenia w czasie rzeczywistym. Biorąc pod uwagę udziały ORLEN w koncesjach, odkrycie zapewni Grupie dodatkowe 10,5–15 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej.
Inwestycje w eksploatowane złoża
ORLEN konsekwentnie inwestuje również w rozwój już posiadanych aktywów. Bardzo dobrym przykładem jest zakończenie, wspólnie z partnerami, trzeciej fazy zagospodarowania złoża Ormen Lange – drugiego największego złoża gazowego na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.
Inwestycja polegała na montażu czterech podwodnych sprężarek gazu na głębokości prawie 1000 m, co pozwoli zwiększyć dzienne wydobycie gazu nawet o 50% w szczytowym okresie. Przełoży się to na wzrost produkcji przypadającej na ORLEN o ok. 500 mln m3 rocznie.
Zastosowane rozwiązanie jest wyjątkowe pod względem technicznym – sprężarki są zasilane energią odnawialną z lądu i sterowane zdalnie z terminalu gazowego Nyhamna, oddalonego o 120 km. Inwestycja zwiększy współczynnik wykorzystania zasobów Ormen Lange z 75% do 85%, stawiając je w rzędzie najefektywniej zagospodarowanych złóż gazowych na świecie.
Ponadto w wyniku rozpoczętej transakcji z jednym z partnerów, ORLEN Upstream Norway przejmie dodatkowe 20,23%. udziałów w złożu Tommeliten Gamma, tym samym zwiększając swoje udziały do 62,61%. Jej finalizacja zwiększy zasoby spółki o prawie 6 mln baryłek ekwiwalentu ropy, a eksploatacja złoża ma rozpocząć się w 2029 r. Znajduje się ono w rejonie Ekofisk na Morzu Północnym. ORLEN Upstream Norway jest już obecny na tym obszarze za sprawą wydobycia prowadzonego na złożu Tommeliten Alpha, co pozwala spółce uzyskać dodatkowo synergie operacyjne.
Kolejne złoże włączone do produkcji
Najnowszym projektem ORLEN u wybrzeży Norwegii było uruchomienie wydobycia ze złoża Andvare. Tym samym liczba złóż eksploatowanych przez koncern w Norwegii wzrosła do dwudziestu jeden. Andvare zapewni ORLEN ok. 300 mln m3 gazu ziemnego. Nowo uruchomione złoże znajduje się na Morzu Norweskim, ok. 300 km na południowy zachód od Bodø, w pobliżu złoża Norne. Przy zagospodarowaniu złoża, jego udziałowcy wykorzystali dostępną infrastrukturę, aby ograniczyć czas i koszty inwestycji.
Perspektywy rozwoju
W planach na 2025 rok przewidziano wykonanie siedmiu odwiertów poszukiwawczych i rozpoznawczych w Norwegii, m.in. w ramach hubów produkcyjnych Skarv i Sleipner oraz na obszarze Yggdrasil.
Zgodnie ze strategią koncernu do 2030 r. wydobycie gazu przez ORLEN na Norweskim Szelfie Kontynentalnym ma wzrosnąć do 6 mld m3 rocznie, a następnie utrzymać ten poziom do 2035 r. W ubiegłym roku wydobycie przekroczyło 4,5 mld m3, co oznaczało wzrost o ponad 45% w porównaniu z rokiem poprzednim.
Sukces prowadzonych prac, w tym odwiertów rozpoznawczych wzmacnia pozycję ORLEN na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, który jest dla koncernu kluczowym rynkiem, jeśli chodzi o działalność poszukiwawczo-wydobywczą. Dzięki stabilnemu otoczeniu regulacyjnemu, dobrej współpracy z partnerami koncesyjnymi oraz stale rozwijanym kompetencjom ORLEN Upstream Norway wykorzystuje obecność na Szelfie do skutecznego budowania wartości całej Grupy ORLEN.
Gaz ziemny pochodzący z wydobycia własnego na Norweskim Szelfie Kontynentalnym stanowi ważne źródło surowca dostarczanego do Polski poprzez gazociąg Baltic Pipe, wspierając tym samym bezpieczeństwo energetyczne kraju i proces transformacji energetycznej polskiej gospodarki.
Partnerem publikacji jest ORLEN