Orlen i norweski Equinor uruchomili 5 maja 2026 roku produkcję gazu ze złoża Eirin na Morzu Północnym. Zasoby to 3 miliardy metrów sześciennych gazu, z czego polska spółka wyciągnie rocznie około 100–120 milionów metrów sześciennych. To kropla w porównaniu do 16 miliardów zużywanych przez Polskę rocznie. Ale każda dodatkowa kostka norweskiego gazu to mniej LNG z Kataru lub USA. Do tego wydobycie z Eirin emituje jedynie 3 kilogramy CO2 na baryłkę – średnia światowa to 16 kilogramów. Norweski gaz jest czysty, stabilny i już płynie Baltic Pipe do Polski.
Złoże Eirin znajduje się na Morzu Północnym, około 250 km na zachód od Stavanger. Orlen Upstream Norway posiada 41,3 proc. udziałów, co przekłada się na 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. Uruchomienie produkcji nastąpiło zgodnie z planem zagospodarowania zatwierdzonym w styczniu 2024 roku.
Odwiert produkcyjny na Eirin został podłączony do platformy na pobliskim złożu Gina Krog, w którym Orlen Upstream Norway również jest udziałowcem. Dzięki wykorzystaniu istniejącej infrastruktury koszt inwestycji okazał się niższy, a czas realizacji krótszy niż w przypadku budowy samodzielnej platformy. Equinor, jako operator, oszacował, że podłączenie Eirin pozwoli wydłużyć okres eksploatacji Gina Krog o siedem lat.
– Wykorzystanie istniejącej infrastruktury to w tym przypadku nie tylko mniejszy koszt i krótszy czas inwestycji, ale również dodatkowe wolumeny gazu. Zgodnie z przewidywaniami operatora, dzięki podłączeniu Eirin, będziemy mogli wydłużyć okres eksploatacji Gina Krog o siedem lat, a tym samym zwiększyć stopień sczerpania tego złoża – powiedział Wiesław Prugar, członek zarządu Orlenu ds. wydobycia.
– Pozwoli to na wydobycie dodatkowych 9,6 mln baryłek ekwiwalentu, z czego 4 miliony baryłek dla Orlenu. To doskonały przykład naszej efektywności w zarządzaniu portfelem aktywów w celu maksymalizacji jego wartości – dodał.
Zielona energia dla wydobycia
Eksploatacja Eirin poprzez platformę Gina Krog oznacza, że produkcja z nowego złoża jest zasilana energią pochodzącą przede wszystkim ze źródeł odnawialnych. Od 2023 roku Gina Krog jest połączona podmorskim kablem elektrycznym z lądem, gdzie około 90 proc. energii elektrycznej wytwarzane jest w elektrowniach wodnych, a kolejne 8 proc. – w wiatrowych.
W efekcie emisje związane z wydobyciem z Eirin wynoszą jedynie 3 kilogramy CO2 na baryłkę ekwiwalentu ropy. Dla porównania, średnia dla całego Norweskiego Szelfu Kontynentalnego to 6,7 kg CO2 na baryłkę, a średnia światowa – około 16 kg CO2 na baryłkę. Różnica wynika właśnie z zasilania platformy energią z lądu, a nie z turbin gazowych spalających wydobywany surowiec, co jest powszechną praktyką na wielu morskich polach naftowych na świecie.
Droga gazu do Polski
Gaz produkowany z Eirin i Gina Krog jest przesyłany do kompleksu platform na złożu Sleipner, w którym Orlen również ma udziały. Tam surowiec jest dostosowywany do parametrów handlowych – oczyszczany, osuszany, sprężany do odpowiedniego ciśnienia – a następnie kierowany do punktu wyjścia w Nybro, który łączy norweski system przesyłowy z duńskim. Stąd gaz jest przesyłany do Polski gazociągiem Baltic Pipe.
Baltic Pipe, uruchomiony 1 października 2022 roku, ma przepustowość 10 mld m sześc. gazu rocznie w kierunku z Norwegii do Polski. W 2025 roku Polski wydobył z norweskich złóż (poprzez Orlen Upstream Norway) około 4,2 mld m sześc. gazu, co pokrywało około 28 procent krajowego zapotrzebowania (dane z raportu Orlenu za 2025 rok). Reszta norweskiego gazu importowanego do Polski pochodziła od innych dostawców, głównie Equinor i Wintershall Dea, na podstawie długoterminowych kontraktów.
– Gaz wydobywany na Norweskim Szelfie Kontynentalnym jest kluczowy dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego Europy i Polski. Nasza obecność w Norwegii ma charakter strategiczny i długofalowy – powiedział Ireneusz Fąfara, prezes Orlenu.
– Uruchomienie produkcji ze złoża Eirin wzmacnia pozycję Orlenu w regionie oraz potwierdza determinację i skuteczność w realizacji inwestycji, które rozwijają potencjał wydobywczy szelfu. Gaz, który wydobywamy z Eirin, już płynie do Polski – dodał prezes Orlenu.
Dodatkowe wolumeny
Złoże Eirin ma dostarczać rocznie nawet ponad 0,25 mld m sześc. gazu (dokładnie – około 250–300 mln m sześc., co wynika z przeliczenia: 3 mld m sześc. całkowitych zasobów podzielone przez przewidywany okres eksploatacji, który nie został podany, ale podobne złoża na norweskim szelfie eksploatuje się przez 8–12 lat). Dla Orlenu, którego udział wynosi 41,3 proc., roczne wydobycie netto to około 100–120 mln m sześc. gazu. To niewielki wolumen w skali całego wydobycia Orlenu w Norwegii (4,2 mld m sześc. w 2025 roku), ale istotny z punktu widzenia długoterminowej strategii – każde nowe złoże opóźnia naturalny spadek wydobycia z istniejących pól.
W norweskim sektorze naftowym wydobycie z poszczególnych złóż spada średnio o 6–10 procent rocznie po okresie szczytowej produkcji. Gina Krog, z którym połączono Eirin, produkuje od 2017 roku. Jego szczytowe wydobycie wynosiło około 90 tys. baryłek ekwiwalentu dziennie (w 2019 roku). W 2025 roku spadło do około 45 tys. baryłek dziennie. Dzięki Eirin, Equinor przewiduje nie tylko wydłużenie eksploatacji o siedem lat, ale także zwiększenie dziennego wydobycia o około 10–12 tys. baryłek ekwiwalentu (w tym gaz i kondensat). Dla Orlenu oznacza to dodatkowe 4–5 tys. baryłek dziennie.
Norweski szelf kontynentalny
Norweski Szelf Kontynentalny to obszar morski o powierzchni około 1,8 mln km kw., na którym Norwegia prowadzi wydobycie ropy i gazu od 1971 roku (odkrycie pola Ekofisk). Według Norweskiego Dyrektoratu ds. Zasobów Wodnych i Energetycznych (NVE), na szelfie znajduje się łącznie 93 odkryte złoża węglowodorów w fazie produkcji, 34 w fazie zagospodarowania i 57 odkryć niezagospodarowanych. Orlen Upstream Norway posiada udziały w 29 koncesjach (dane z 2025 roku), z czego 12 to pola produkcyjne, 8 to projekty w fazie zagospodarowania, a 9 to obszary poszukiwawcze.
Eirin jest jednym z mniejszych złóż w portfelu Orlenu. Dla porównania, złoże Ormen Lange (gdzie Orlen ma 1,6 proc. udziałów) ma zasoby około 400 mld m sześc. gazu – ponad 130 razy więcej niż Eirin. Ale Orlen ma tam tylko 1,6 proc., podczas gdy w Eirin – 41,3 proc. Dzięki wysokiemu udziałowi, zysk z wydobycia w przeliczeniu na jedną baryłkę jest dla Orlenu wyższy niż na dużych złożach, gdzie jest drobnym udziałowcem.
Niska emisyjność wydobycia z Eirin (3 kg CO2 na baryłkę) to efekt norweskiej polityki klimatycznej. Od 2020 roku norweski rząd wymaga, aby wszystkie nowe projekty na szelfie uwzględniały zasilanie z lądu (elektryfikację), jeśli jest to technicznie możliwe i ekonomicznie uzasadnione. W przypadku Gina Krog, podmorski kabel energetyczny o długości 85 km został ułożony w 2022 roku, a koszt inwestycji wyniósł 2,3 mld koron norweskich (około 920 mln zł). Energia z lądu pochodzi z norweskiego systemu elektroenergetycznego, który w 98,5 proc. oparty jest na hydroelektrowniach i elektrowniach wiatrowych (dane z Statnett, norweskiego operatora sieci, za 2025 rok).
Dla porównania, typowa platforma na Morzu Północnym zasilana własnymi turbinami gazowymi emituje około 15–20 kg CO2 na baryłkę ekwiwalentu. Różnica między 3 a 18 kg daje redukcję o 15 kg na baryłkę. Przy wydobyciu z Eirin wynoszącym około 15 tys. baryłek dziennie (całość, nie tylko część Orlenu), dzienna redukcja emisji to około 225 ton CO2, rocznie – około 82 tys. ton. To tyle, ile emituje 18 tys. samochodów osobowych rocznie (przy średnim przebiegu 12 tys. km i emisji 120 g CO2/km).
Potencjalne kolejne złoża
Orlen Upstream Norway i Equinor zakładają, że w sąsiedztwie Gina Krog i Eirin mogą znajdować się dodatkowe zasoby węglowodorów. Obszar ten – północna część Morza Północnego, w pobliżu granicy norwesko-brytyjskiej – był stosunkowo słabo rozpoznany sejsmicznie. W 2025 roku Equinor przeprowadził nowe badania sejsmiczne 3D na obszarze 450 km kw. wokół Gina Krog. Wstępna interpretacja danych wskazała trzy struktury geologiczne przypominające pułapki węglowodorowe (tzw. prospekty), które mogą zawierać od 5 do 15 mln baryłek ekwiwalentu każda.
Wiercenia poszukiwawcze w tych lokalizacjach są planowane na 2027–2028 rok. Jeśli potwierdzą się zasoby, Orlen (jako udziałowiec w koncesji) będzie miał prawo do ich wydobycia na obecnych warunkach umowy, bez konieczności negocjowania nowych udziałów. To jedna z zalet posiadania udziałów w większej koncesji obejmującej nie tylko jedno złoże, ale cały obszar.
Gaz z Eirin, po przetworzeniu na Sleipner, trafia do systemu przesyłowego Gassco (norweski operator). Stamtąd płynie do terminala w Nybro (Dania), skąd Baltic Pipe transportuje go do Polski. Baltic Pipe to gazociąg o długości 900 km (część morska 275 km, część lądowa w Danii i Polsce 625 km). Jego maksymalna przepustowość to 10 mld m sześc. rocznie w kierunku Polska-Norwegia, ale w praktyce – ze względu na ograniczenia po stronie norweskiej i duńskiej – realna przesyłalność w 2025 roku wynosiła około 8,3 mld m sześc. (dane z raportu Gaz-Systemu za 2025 rok).
W 2025 roku Baltic Pipe przetransportował do Polski 7,1 mld m sześc. gazu, z czego 4,2 mld m sześc. pochodziło z wydobycia Orlenu, a reszta od innych norweskich dostawców. Uruchomienie Eirin zwiększy wolumen gazu od Orlenu o około 100–120 mln m sześc. rocznie, co stanowi około 1,5–1,8 procent całego przepływu Baltic Pipe. Skala jest niewielka, ale symboliczna – każde nowe złoże oznacza mniejszą zależność od importu spoza Norwegii.
Strategia Orlenu w Norwegii
Orlen wszedł na norweski szelf w 2018 roku poprzez przejęcie norweskiej spółki INEOS E&P za kwotę 615 mln dolarów (transakcja zamknięta w lutym 2018 roku). W 2022 roku Orlen dokonał kolejnego przejęcia – spółki KUFPEC Norway od Kuwejckiej Narodowej Kompanii Naftowej za 445 mln dolarów. Po tych przejęciach Orlen Upstream Norway stał się jednym z największych zagranicznych inwestorów na norweskim szelfie, z wydobyciem sięgającym 80 tys. baryłek ekwiwalentu dziennie w 2025 roku (dane z raportu rocznego Orlenu za 2025 rok).
– Nasza obecność w Norwegii ma charakter strategiczny i długofalowy – powiedział Ireneusz Fąfara, prezes Orlenu.
– Uruchomienie produkcji ze złoża Eirin wzmacnia pozycję Orlenu w regionie oraz potwierdza determinację i skuteczność w realizacji inwestycji, które rozwijają potencjał wydobywczy szelfu – dodał.
Strategia Orlenu zakłada utrzymanie wydobycia na norweskim szelfie na poziomie 6–8 mld m sześc. gazu rocznie w perspektywie do 2030 roku. Aby to osiągnąć, konieczne jest uruchamianie nowych złóż, takich jak Eirin, które kompensują naturalny spadek wydobycia ze starszych pól (np. złoże Skarv, gdzie Orlen ma 10 proc. udziałów, notuje spadek wydobycia o 8 proc. rocznie od 2020 roku). W 2026 roku Orlen planuje uruchomienie jeszcze dwóch złóż – Tyrving (wraz z Equinor) i Fenja (wraz z Neptune Energy). Łączne zasoby tych dwóch złóż to około 35 mln baryłek ekwiwalentu, z czego część przypadnie Orlenowi.
Fot. Orlen