Elektryfikacja złóż Grupy ORLEN w Norwegii pomoże znacząco zmniejszyć emisje

W 2024 roku dwie trzecie gazu wydobywanego przez Grupę ORLEN na Norweskim Szelfie Kontynentalnym będzie pochodziło z instalacji napędzanych energią odnawialną. Elektryfikacja złóż pozwoli w przyszłym roku koncernowi uniknąć emisji ponad 88 tys. ton dwutlenku węgla.

Elektryfikacja złoża Gina Krog pozwolić uniknąć emisji 18,5 tys. ton CO2

W październiku bieżącego roku platforma Gina Krog leżąca na terenie Norweskiego Szelfu Kontynentalnego została podłączona do norweskiej sieci elektroenergetycznej. Elektryfikacja instalacji wymagała ułożenia ok. 260 km pod dnem morza kabla wysokiego napięcia. Inwestycja pozwoliła zauważalnie obniżyć emisyjność procesu wydobywczego. Bez dostaw z lądu energię potrzebną do funkcjonowania morskich platform wydobywczych wytwarza się poprzez spalanie eksploatowanego gazu ziemnego.

Zobacz także: ORLEN inwestuje w magazynowanie CO2 w Norwegii

W praktyce elektryfikacja platformy oznacza przejście na energię zeroemisyjną. Wynika to z faktu, że niemal całość (98 proc.) elektryczności produkowanej w Norwegii pochodzi ze źródeł odnawialnych, przede wszystkim (90 proc.) z elektrowni wodnych. Dzięki temu intensywność emisji związanych z wydobyciem na platformie Gina Krog w 2024 r. spadnie do 0,7 kg dwutlenku węgla na baryłkę ekwiwalentu ropy naftowej. Dla porównania w bieżącym roku wytworzenie baryłki ekwiwalentu ropy naftowej wiązało się z powstaniem 3,7 kg CO2. W ten sposób w przyszłym roku Grupa ORLEN uniknie emisji ok. 18,5 tys. ton dwutlenku węgla związanych z eksploatacją opisywanego złoża.

Elektryfikacja czeka również inne złoża

Po realizacji przejęcia KUFPEC Norway, co zgodnie z harmonogramem ma nastąpić na przełomie 2023 i 2024 roku, Gina Krog stanie najważniejszym złożem gazowym PGNiG Upstream Norway (PUN), norweskiej spółki wydobywczej wchodzącej w skład Grupy ORLEN. PUN szacuje, że w przyszłym roku wydobędzie z analizowanego złoża ok. 1,35 mld metrów sześciennych gazu — prawie jedną trzecią całej swojej produkcji tego surowca. Z kolei na drugim miejscu znajdzie się obecnie złoże Ormen Lange, z którego pochodzić będzie 1,1 mld metrów sześciennych gazu. Przy czym, warto zaznaczyć, że Ormen Lange również jest podłączone do norweskiej sieci elektroenergetycznej.

Zobacz także: Więcej gazu z Norwegii do Polski – uruchomiono wydobycie z kolejnego złoża

Energia z lądu zasila także instalacje złoża Duva, z którego w przyszłym roku koncern zamierza pozyskać ok. 0,2 mld metrów sześciennych gazu. W sumie, aż 2,6 mld metrów sześciennych, czyli 66 proc. gazu, który w przyszłym roku spółka z Grupy ORLEN wyprodukuje w Norwegii, zostanie wydobyta z wykorzystaniem instalacji napędzanych zieloną energią. Elektryfikacja złóż Gina Krog, Ormen Lange i Duva sprawi, że 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).

Ponadto Grupa ORLEN, wraz z partnerami koncesyjnymi, zamierza również przeprowadzić elektryfikację złóż, które aktualnie są w trakcie zagospodarowania — złoża Fenris i kompleksu Yggdrasil. Infrastruktura na terenie obu tych instalacji ma być zasilana energią z lądu już w momencie rozpoczęcia produkcji, co pozwoli uniknąć emisji ponad 10 mln ton dwutlenku węgla w całym okresie funkcjonowania obiektów. Z tej liczby na  PGNiG Upstream Norway przypadnie ok. 1,1 mln ton CO2.

Zobacz także: ORLEN kupił spółkę. Wydobycie w Norwegii wzrośnie o ponad miliard metrów sześc. gazu

W celu obniżenia emisji Grupa ORLEN inwestuje w efektywność

Należy podkreślić, że elektryfikacja złóż odgrywa istotną rolę w realizacji norweskiej polityki klimatycznej. Zgodnie z założeniami tamtejszego rządu, do 2030 roku cała branża poszukiwawczo-wydobywcza musi zredukować emisje gazów cieplarnianych aż o 40 proc. w stosunku do poziomu z 2005 r. Przy czym elektryfikacja infrastruktury wydobywczej jest aktualnie metodą o największym potencjale, jeżeli chodzi o redukcję emisji niezbędną do osiągnięcia zakładanych celów klimatycznych.

Jednakże elektryfikacja to nie jedyna metoda stosowana przez firmy działające na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Jednym ze sposobów na ograniczenie negatywnego wpływu na środowisko jest także poprawa efektywności instalacji wydobywczych poprzez podłączenie nowych złóż do już istniejącej infrastruktury. Pozwala to zmniejszyć intensywność emisji przypadających na każdą jednostkę wydobytych surowców energetycznych. Z metody tej skorzystała między innymi spółka należąca do Grupy ORLEN.

Zobacz także: Magazynowanie CO2 w Polsce staje się faktem. ORLEN podpisał umowę

W czerwcu bieżącego roku PGNiG Upstream Norway, 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 dwutlenku węgla na każdą wydobytą baryłkę ekwiwalentu ropy naftowej (boe). W analogiczny sposób PUN 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).

Zobacz także: Rusza inwestycja w Podziemny Magazyn Gazu w Wierzchowicach

Norwegia jest dla koncernu kluczowym rynkiem

Jak zaznaczył Daniel Obajtek, Prezes Zarządu ORLEN, Norwegia jest dla koncernu kluczowym rynkiem, jeśli chodzi o zabezpieczenie dostaw gazu ziemnego do Polski. Grupa ORLEN konsekwentnie rozwija tam swój potencjał wydobywczy. W listopadzie podpisała 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 metrów sześciennych rocznie. Wśród przejmowanych aktywów są m.in. udziały w złożu Gina Krog, które dzięki transakcji wzrosną z ok. 11 do 41 proc.

Ponadto Prezes Zarządu ORLEN poinformował, że w tym roku platforma Gina Krog została podłączona do lądowej sieci elektroenergetycznej zasilanej energią odnawialną, co pozwoli w 2024 roku ograniczyć emisje dwutlenku węgla związane z produkcją na tej instalacji aż o 80 proc. Finalizacja przejęcia KUFPEC Norway spowoduje, że już dwie trzecie produkcji gazu w Norwegii przez koncern będzie prowadzone w sposób maksymalnie zrównoważony i gwarantujący realizację ambitnych celów klimatycznych, wyznaczonych branży przez norweskie przepisy. Tym samym zapewniano sprzyjające warunki dla długoletniej obecności Grupy ORLEN na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, jednocześnie realizując strategiczne cele koncernu w zakresie wzrostu wydobycia gazu i ograniczenia emisji dwutlenku węgla związanych z tą działalnością.

ORLEN i GAZ-SYSTEM zmagazynują i zagospodarują CO2