Już w przyszłym roku prawie dwie trzecie gazu produkowanego przez Grupę ORLEN na Norweskim Szelfie Kontynentalnym będzie pochodzić z instalacji zasilanych energią odnawialną wytwarzaną na lądzie i dostarczaną podmorskimi kablami energetycznymi. Takie rozwiązanie zostało już zastosowane na platformach na złożach Gina Krog, Ormen Lange i Duva i w 2024 roku pozwoli na redukcję emisji CO2 o ponad 88 tys. ton. W planach jest także elektryfikacja złóż Fenris i Yggdrasil, które są obecnie w fazie rozwoju.

- Dla Grupy ORLEN Norwegia jest kluczowym rynkiem, jeśli chodzi o zabezpieczenie dostaw gazu ziemnego do Polski. Konsekwentnie rozwijamy nasze portfolio produkcyjne na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. W listopadzie podpisaliśmy umowę zakupu KUFPEC Norwegia, dzięki której od przyszłego roku wydobycie gazu ziemnego Grupy ORLEN w Norwegii wzrośnie o jedną trzecią, do ponad 4 miliardów metrów sześciennych rocznie. Wśród nabytych aktywów znajduje się złoże Gina Krog. Po sfinalizowaniu transakcji nasz udział w tym obszarze wzrośnie z ok. 11 do 41 proc. W tym roku platforma Gina Krog została podłączona do lądowej sieci elektroenergetycznej zasilanej energią odnawialną, co w 2024 roku ograniczyło emisję dwutlenku węgla związaną z pracą instalacji Gina Krog aż o 80%. Dzięki temu po zakończeniu prac przejęcia KUFPEC Norwegia, już dwie trzecie naszej produkcji gazu w Norwegii będzie realizowane w sposób zapewniający realizację ambitnych celów klimatycznych stawianych branży przez norweskie przepisy. W ten sposób zabezpieczamy korzystne warunki dla naszej długoterminowej obecności na Szelfie Norweskim, jednocześnie realizując nasze strategiczne cele, jakim jest zwiększenie wydobycia gazu i ograniczenie emisji gazów cieplarnianych związanej z tą działalnością - mówi Daniel Obajtek, Prezes Zarządu ORLEN.

Platforma Gina Krog została przyłączona do norweskiej lądowej sieci energetycznej w październiku 2023 roku za pośrednictwem kompleksu Johan Sverdrup. Elektryfikacja obu instalacji wymagała ułożenia ok. 260 km podmorskiego kabla wysokiego napięcia. Dostarczanie energii z lądu umożliwiło drastyczne zmniejszenie śladu węglowego związanego z wydobyciem ropy i gazu. Bez elektryfikacji energia potrzebna do pracy platform wiertniczych jest wytwarzana poprzez spalanie wydobytego gazu ziemnego. Przejście na energię elektryczną wytwarzaną na lądzie oznacza przejście na energię niemal zeroemisyjną – aż 98% energii elektrycznej produkowanej w Norwegii pochodzi ze źródeł odnawialnych, a około 90% z hydroenergetyki. Spowoduje to zmniejszenie emisyjności emisji produkcyjnych na platformie Gina Krog w 2024 roku do 0,7 kg CO2 na baryłkę ekwiwalentu ropy naftowej w porównaniu do 3,7 kg CO2 na baryłkę w 2023 roku. W ten sposób Grupa ORLEN zmniejszy emisję ton dwutlenku węgla związanego z działalnością wydobywczą na Gina Krog w przyszłym roku.

Po sfinalizowaniu przejęcia KUFPEC Norwegia na przełomie 2023 i 2024 roku złoże Gina Krog stanie się głównym polem wydobywczym gazu dla PGNiG Upstream Norwegia (PUN), norweskiej spółki wydobywczej Orlenu. PUN szacuje, że w przyszłym roku wydobędzie z Giny Krog około 1,35 miliarda metrów sześciennych gazu, czyli około jedną trzecią całkowitej produkcji gazu. Na drugim miejscu znajdzie się złoże Ormen Lange, które w 2024 roku wyprodukuje 1,1 miliarda metrów sześciennych gazu i jest już zelektryfikowane. Energią lądową zasilana jest także infrastruktura złoża Duva, z którego w przyszłym roku spółka planuje wydobyć ok. 0,2 mld m3 gazu. W sumie aż 2,6 miliarda metrów sześciennych, czyli ok. 66% wolumenu gazu, który w przyszłym roku Grupa ORLEN wyprodukuje w Norwegii, będzie dostarczane z instalacji zasilanych w 98% energią odnawialną. Dzięki elektryfikacji złóż Gina Krog, Ormen Lange i Duva PGNiG Upstream Norwegia uniknie w przyszłym roku ponad 88 tys. ton emisji CO2 (w porównaniu do scenariusza, w którym instalacje wydobywcze na tych złożach zasilane byłyby spalaniem gazu ziemnego). .

Grupa ORLEN wraz z partnerami licencyjnymi planuje także elektryfikację będącego obecnie w fazie zagospodarowania złoża Fenris i kompleksu Yggdrasil. Przyłączenie infrastruktury Fenris i Yggdrasil do sieci lądowej przed ich uruchomieniem pozwoli zmniejszyć (odpowiednio) ok. 1,6 i 9 mln ton emisji CO2 w okresie komercyjnym złóż, przy czym ok. 1,1 mln ton (odpowiednio 0,35 i 0,75 mln ton) przypadających na PUN.

Elektryfikacja, pomimo wyzwań i kosztów związanych z układaniem kabli podmorskich, odgrywa ważną rolę w realizacji norweskich celów w zakresie redukcji gazów cieplarnianych. Zgodnie ze strategią rządu norweskiego do 2030 r. wydobycie ropy naftowej i m.in. Przemysł poszukiwania i wydobycia gazu powinien zmniejszyć emisję gazów cieplarnianych o 40 procent w porównaniu z poziomem z 2005 roku. Elektryfikacja infrastruktury wydobywczej jest uważana za najskuteczniejszy sposób osiągnięcia celów klimatycznych kraju dla przemysłu.

Firmy działające na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, w tym PUN, korzystają także z innych rozwiązań ograniczających swój ślad węglowy. Jednym z nich jest poprawa efektywności wydobycia na morzu poprzez połączenie nowych złóż z istniejącą infrastrukturą. Pomaga to zmniejszyć intensywność emisji na jednostkę wyprodukowanych węglowodorów. W czerwcu tego roku PUN wraz ze swoimi partnerami licencyjnymi otrzymał zgodę na zagospodarowanie złoża Tyrving z wykorzystaniem obiektów produkcyjnych obszaru Alvheim. Spowoduje to znaczne zmniejszenie intensywności emisji gazów cieplarnianych, która dla złoża Tyrving wyniesie zaledwie 0,3 kg CO2 na każdą wydobytą baryłkę ekwiwalentu ropy naftowej (boe). W ten sposób PUN osiągnął już znaczną redukcję intensywności emisji CO2 w przypadku złóż Verdande (przy intensywności emisji 1,6 kg CO2/boe) lub Alve Nord i Ørn (4,5 kg CO2/boe).

Zmniejszenie śladu węglowego możliwe jest także poprzez poprawę efektywności i modyfikacje techniczne poszczególnych elementów infrastruktury wydobywczej wykorzystywanej przez PGNiG Upstream Norwegia i jej partnerów licencyjnych. Dotyczy to m.in. stosowania generatorów i sprężarek z napędami o zmiennej prędkości obrotowej (stosowanych m.in. w zakładach wydobywczych złoża Skarv), systemów odzysku ciepła i energii (Gina Krog, Skarv), energooszczędnego ogrzewania podmorskich rurociągów przesyłowych (Ærfugl) czy optymalizacji produkcji i przetwórstwa z zaawansowanymi wirtualnymi kopiami instalacji (tzw. cyfrowy bliźniak – pole Ormen Lange i zakład Nyhamna).

Grupa ORLEN jako pierwsza spółka energetyczna w Europie Środkowo-Wschodniej zadeklarowała cel osiągnięcia neutralności węglowej do 2050 roku. Zgodnie ze strategią do 2030 roku Grupa ORLEN dąży do ograniczenia emisji gazów cieplarnianych związanych z wydobyciem ropy i gazu o 25% w porównaniu do 2019 roku poziomy.