Orlen Upstream Norway wraz z Equinor uruchomił eksploatację złoża Eirin na Morzu Północnym. W szczytowym okresie będzie ono dostarczało Orlenowi 270 mln m sześc. gazu ziemnego rocznie. Wydobywany tam surowiec jest już dostarczany do Polski – podał we wtorek koncern.
W szczytowym okresie złoże będzie dostarczało koncernowi 270 mln metrów sześc. gazu ziemnego rocznie.
Zasoby przypadające na Orlen z całego złoża, to prawie 11,5 mln baryłek ekwiwalentu ropy, w tym ponad 1,2 mld metrów sześciennych gazu.
Orlen ogłosił, że gaz wydobywamy z Eirin, już płynie do Polski, wzmacniając gwarancję niezawodności dostaw, pomimo napiętej sytuacji międzynarodowej.
Złoże Eirin zlokalizowane jest na Morzu Północnym, około 250 km na zachód od Stavanger w Norwegii. Jego zasoby to 27,6 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, w tym 3 mld m sześc. gazu ziemnego.
Orlen Upstream Norway, spółka Grupy Orlen, posiada 41,3 proc. udziałów w złożu. Oznacza to, że zasoby przypadające na spółkę to prawie 11,5 mln baryłek ekwiwalentu ropy, w tym ponad 1,2 mld m sześc. gazu. Pozostałe udziały należą do Equinor, który jest operatorem koncesji.
Norweski gaz kluczowy dla zapewnienia bezpieczeństwa Polski i Europy
Informując we wtorek o uruchomieniu wraz z Equinor eksploatacji Eirin, Orlen podkreślił, że w szczytowym okresie złoże będzie dostarczało koncernowi 270 mln m sześc. gazu ziemnego rocznie. Zaznaczono, że wydobycie prowadzone jest za pomocą instalacji zasilanych elektrycznością z odnawialnych źródeł energii.
Gaz wydobywany na Norweskim Szelfie Kontynentalnym jest kluczowy dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego Europy i Polski. Nasza obecność w Norwegii ma charakter strategiczny i długofalowy
– podkreślił prezes Orlenu Ireneusz Fąfara, cytowany w komunikacie koncernu.
Zwrócił jednocześnie uwagę, że uruchomienie produkcji ze złoża Eirin wzmacnia pozycję Orlenu w regionie.
– Gaz, który wydobywamy z Eirin, już płynie do Polski, wzmacniając gwarancję niezawodności dostaw dla klientów Orlen, pomimo napiętej sytuacji międzynarodowej – dodał Fąfara.
Istniejąca infrastruktura to mniejszy koszt i krótszy czas inwestycji
Jak wyjaśnił Orlen, zgodnie z zaakceptowanym w styczniu 2024 r. planem zagospodarowania, odwiert produkcyjny na Eirin został podłączony platformy na pobliskim złożu Gina Krog, w którym Orlen Upstream Norway również jest udziałowcem.
– Wykorzystanie istniejącej infrastruktury to w tym przypadku nie tyko mniejszy koszt i krótszy czas inwestycji, ale również dodatkowe wolumeny gazu – zaznaczył Wiesław Prugar, który w zarządzie Orlenu odpowiada za segment wydobycia węglowodorów.
Dodał, że zgodnie z przewidywaniami operatora, dzięki podłączeniu Eirin będzie można wydłużyć okres eksploatacji Gina Krog o siedem lat, a tym samym zwiększyć stopień sczerpania tego złoża.
Pozwoli to – jak podkreślił Prugar – na wydobycie dodatkowych 9,6 mln baryłek ekwiwalentu, z czego 4 mln baryłek dla Orlenu.
Koncern wyjaśnił, że gaz produkowany z Eirin i Gina Krog jest przesyłany do kompleksu platform na złożu Sleipner, w którym Orlen ma również udziały. Tam surowiec jest dostosowany do parametrów handlowych, a następnie kierowany do punktu wyjścia w Nybro, łączącego norweski system przesyłowy z duńskim – stąd gaz jest przesyłany do Polski gazociągiem Baltic Pipe.
Orlen wspomniał także, że eksploatacja Eirin poprzez platformę Gina Krog oznacza, że produkcja z nowego złoża zasilana jest energią pochodzącą przede wszystkim ze źródeł odnawialnych.
Od 2023 r. Gina Krog jest połączona podmorskim kablem elektrycznym z lądem, gdzie ok. 90 proc. elektryczności wytwarzana jest w elektrowniach wodnych, a kolejne 8 proc. – wiatrowych. W efekcie emisje związane z wydobyciem z Eirin będą wynosić jedynie 3 kg CO2 na baryłkę ekwiwalentu ropy. To zdecydowanie mniej niż średnia dla całego Norweskiego Szelfu Kontynentalnego – 6,7 kg – i średnia światowa, wynosząca ok. 16 kilogramów CO2 na baryłkę – wynika z danych za Offshore Norge Climate and Environmental Report 2025.
Jak podkreślił Orlen, Orlen Upstream Norway i Equinor zakładają, że w sąsiedztwie Gina Krog i Eirin mogą znajdować się dodatkowe zasoby węglowodorów – dlatego w kolejnych latach oba podmioty planują prowadzić tam dalsze prace poszukiwawcze.
