Norwegia zamiast Rosji. Firmy chcą zwiększać wydobycie na północy, w grze także Orlen

Norwegia kolejny raz odłożyła 26. rundę licencyjną na poszukiwanie ropy i gazu na nowych obszarach. Była ona zaplanowana na ten rok, ale została ponownie przesunięta. Teraz wiadomo już, że nie zostanie ogłoszona w obecnej kadencji parlamentarnej, która kończy się jesienią 2025 r. To element wewnętrznego porozumienia budżetowego zawartego między mniejszościowym rządem a Socjalistyczną Partią Lewicy (SV), która chce zaprzestania poszukiwania nowych złóż ropy i gazu. Argumentuje to koniecznością walki ze zmianami klimatu.

Norweskie Stowarzyszenie Nafty i Gazu wyraziło rozczarowanie tą decyzją. - Znajdujemy się w środku kryzysu energetycznego, w czasie którego Europa musi odciąć się od dostaw gazu z Rosji. Jednocześnie UE prosi Norwegię o dostarczanie jak największej ilości gazu - informowało stowarzyszenie. W swoim stanowisku oceniło, że decyzja jest niefortunna, biorąc pod uwagę bardzo trudną sytuację rynkową.

Także "Financial Times" skomentował, że kraj łamie obietnice, zgodnie z którymi miał zrobić wszystko co w jego mocy, by pomóc Europie w kryzysie energetycznym. Choć przyznaje, że Norwegia stara się być wiarygodnym dostawcą surowców energetycznych do Europy. Wyparła Rosję jako największego dostawcę gazu na Stary Kontynent. Jest państwem praworządnym i demokratycznym, a o takich eksporterów węglowodorów nie jest łatwo.

Norweski rząd uspokaja, że nadal będą udzielane licencje na istniejących obszarach, przydzielonych już inwestorom. To pozwoli działającym tam podmiotom rozszerzać produkcję. Władze zapewniają o swoim poparciu dla norweskiego przemysłu naftowego.

Firmy faktycznie zapowiadają wzrost wydobycia ropy i gazu. Spółka Aker BP złożyła wraz z partnerami 10 planów rozwoju i eksploatacji i jednego planu instalacji i eksploatacji do resortu ropy naftowej i energii. Inwestycje mają sięgnąć ponad 200 mld koron (20,5 mld dol.).  Wraz z działaniami w kierunku zwiększenia wydajności i odzysku, projekty rozwojowe umożliwią wzrost produkcji ropy i gazu przez firmę z ok. 400 tys. baryłek dziennie w 2022 r. do ok. 525 tys. baryłek w 2028 r.

Z kolei norweski Equinor rozpoczął właśnie produkcję ropy z drugiej fazy projektu Johan Sverdrup, zwiększając wydobycie z tego największego pola w Europie o minimum 185 tys. baryłek dziennie. Będzie tu produkować 720 tys. baryłek ropy dziennie, a celem jest dalszy wzrost produkcji, do 755 tys. baryłek. Produkcja z tego pola może zaspokoić 6-7 proc. dziennego zapotrzebowania na ropę w Europie. Największym udziałowcem złoża jest norweski państwowy Equinor (42,6 proc. udziałów), a oprócz niego Aker BP (31,6 proc.), norweski Petoro (17,4 proc.) i TotalEnergies (8,4 proc.).

Wydobywana tam ropa - jak podaje Reuters - jest pod względem właściwości zbliżona do rosyjskiego Uralu. Popyt na średnio-ciężką ropę Sverdrup wzrósł po rozpoczęciu przez Rosję wojny na Ukrainie, gdy wielu kontrahentów Rosji zrezygnowało ze współpracy z Moskwą, chroniąc swoją reputację i rezygnując z wspierania Kremla.  

Aktywny na północy jest też Orlen, który wraz z przejęciem Lotosu i PGNiG wchłonął również norweską działalność tych firm. Niedawno grupa informowała, że wspólnie z Aker BP i partnerami koncesyjnymi planuje zagospodarowanie i eksploatację kolejnych złóż na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, w których posiada udziały. Szacuje, że zasoby z tych złóż przypadające na koncern to 9 mld m sześc. gazu ziemnego i 46,6 mln baryłek ekwiwalentu (boe) ropy naftowej i kondensatu gazu ziemnego. Do rozpoczęcia wierceń zaplanowanych w 2024 i 2025 r. potrzebna jest zgoda norweskiego parlamentu. Eksploatacja złóż ma nastąpić w 2027 r.

Jedną z największych inwestycji realizowanych na Norweskim Szelfie Kontynentalnym jest projekt NOAKA. Jego wartość wynosi ponad 50 mld zł. Zaangażowany jest w niego Lotos Norge. Inwestorzy zagospodarowują osiem złóż zlokalizowanych na Morzu Północnym. Udział polskiej spółki w koncesjach wynosi blisko 13 proc. 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. Proporcjonalnie 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 m sześc. gazu. Zaangażowanie kapitałowe spółki wyniesie ok. 1 mld zł.

Z kolei PGNiG Upstream Norway posiada udziały na trzech złożach, gdzie partnerem firmy i jednocześnie operatorem jest AkerBP. Szacowane łączne zasoby tych złóż przypadające na Orlen wynoszą 7 mld m sześc. gazu ziemnego i 19,9 mln boe ropy naftowej i kondensatu gazu ziemnego. Polska spółka zainwestuje w projekty 1,3 mld zł. Produkcja ma ruszyć w 2027 r.

Rozwój wydobycia na północy jest kluczowy dla Polski. Pozyskiwany z tamtejszych złóż gaz ma być przesyłany do kraju gazociągiem Baltic Pipe biegnącym po dnie Bałtyku. Będzie on mógł tłoczyć ok. 10 mld m sześc. gazu rocznie. Połączenie zostało uruchomione jesienią tego roku. 

W zamyśle dostawy z Norwegii miały zastąpić kontrakt jamalski, który wygasał z końcem tego roku. W rzeczywistości rosyjski gaz przestał płynąć do Polski już w kwietniu. Rosjanie jednostronnie zmienili warunki płatności za surowiec, domagając się regulowania należności w rublach. Polska, podobnie jak wiele innych krajów, na to nie przystała. Europa ratuje się importem LNG z alternatywnych kierunków.

Skomplikowana jest też sytuacja na rynku ropy. Unia Europejska nałożyła embargo na rosyjską ropę wysyłaną statkami. Obowiązuje ono od 5 grudnia. Zachód uzgodnił też tzw. pułap cenowy na surowiec z Rosji na poziomie 60 dol. za baryłkę. Powyżej tej kwoty kraje trzecie nie mogą kupować rosyjskiej ropy, korzystając z usług unijnych firm - przewozowych, ubezpieczeniowych itd. Od 5 lutego wejdzie też w życie embargo unijne na produkty ropopochodne z Rosji.

Monika Borkowska