Wydobycie ropy w Norwegii może maleć

Miniony rok był drugim z najlepszych od dekady pod względem poszukiwań od dekady na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Jednak bez zwiększenia nakładów inwestycyjnych produkcja będzie systematycznie spadać za sprawą kończących się dużych projektów.

Z tego artykułu dowiesz się:

• Jakie są prognozy dla wydobycia ropy i gazu na Norweskim Szelfie Kontynentalnym
• Ile wyniosą inwestycje w sektorze w kolejnych latach
• Jakie jest znacznie Norwegii dla bezpieczeństwa energetycznego Europy
• Jakie są plany Orlenu dotyczące wydobycia gazu w Norwegii

W ciągu 2025 r. na Norweskim Szelfie Kontynentalnym wywiercono ponad 10 km odwiertów i wydobywano około 4,1 mln baryłek ekwiwalentu ropy dziennie (boed - łączna wartość energii z ropy, kondensatów i gazu przeliczona na baryłki ropy). Produkcja rozłożona jest mniej więcej równomiernie między ropę i gaz.

Dzięki nowym, ulepszonym technologiom, wydobycie z konkretnych złóż może trwać dłużej i jest bardziej wydajne. Ale to na dłuższą metę nie wystarczy. W tej chwili kończy się część dużych projektów, w związku z czym – jak wskazują szacunki Norweskiego Dyrektoriatu Offshore (NOD) – inwestycje w najbliższych latach będą maleć. Już w bieżącym roku mają zmniejszyć się o 6,5 proc., do około 25,6 mld dol. Trend spadkowy może utrzymać się do końca dekady. Dyrektoriat spodziewa się, że w 2030 r. inwestycje będą niższe o 24 proc. niż w 2025 r. Jak podaje NOD, konieczne będą dalsze nakłady na poszukiwania i rozwój nowych złóż, by zrównoważyć zakładany spadek produkcji w kolejnych latach.

W tym roku wydobycie ma wynieść również około 4,1 mln boed, tymczasem w 2030 r., zgodnie z prognozami, będzie to już poniżej 3,5 mln boed. Dlatego ważne jest uruchamianie nowych projektów, brak inwestycji doprowadzi do rozmontowania przemysłu naftowego w tej części świata.

„Pod koniec lat 20. XXI wieku Dyrektoriat przewiduje spadek całkowitej produkcji. Potrzebne będą nowe decyzje dotyczące rozwoju pól, aby spowolnić ten przewidywany spadek. Ważne będzie również utrzymanie wysokiej aktywności eksploracyjnej” – zaznacza NOD w komunikacie.

Stabilny partner dla Europy

Norweska produkcja ropy pokrywa zaledwie około 2 proc. światowego popytu, w przypadku gazu jest to około 3 proc. Jednak jako eksporter błękitnego paliwa kraj ten jest znaczącym graczem, zajmuje czwartą pozycję za USA, Rosją i Katarem. Wydobycie na norweskim szelfie jest niezwykle istotne z punktu widzenia Europy. Wzmacnia bezpieczeństwo energetyczne tej części świata, zmniejszając zależność od zewnętrznych dostaw węglowodorów, w tym Rosji i stabilizuje rynek energii na Starym Kontynencie.

Norwegia jest jednym z głównych dostawców gazu ziemnego do UE, stabilnym i politycznie wiarygodnym. Oferuje też firmom działającym na terenie Szelfu przewidywalne i stabilne warunki działania. Norweski gaz ma szczególne znaczenie dla transformacji energetycznej prowadzonej na kontynencie. Jest on paliwem, które ma być pomostem między erą węgla a zieloną energetyką.

W 2026 r. produkcja gazu ziemnego w Norwegii wyniesie ponad 123 mld m sześc., podczas gdy w zeszłym roku było to niecałe 120 mld m sześc. NOD zakłada, że produkcja gazu na tym poziomie może utrzymać się przez najbliższe trzy-cztery lata. Według danych Komisji Europejskiej za 2024 r., z tego kraju pochodziło ponad 33 proc. całego importu gazu do UE (91,1 mld m sześc.). Na kolejnych pozycjach znalazły się Stany Zjednoczone z 16,5 proc. (45,1 mld m sześc.) i Algieria z 14,4 proc. (ponad 39 mld m sześc.).

Polska stawia na Norwegię

Dla Polski Norwegia jest szczególnie ważna, wydobycie prowadzi tam Orlen, główny dostawca gazu w Polsce. Już w 2012 r. PGNIG uruchomił wydobycie ze złoża Skarv, po latach dołączył do niego Lotos. Dziś Orlen, który wchłonął PGNiG i Lotos, kontynuuje prace na Szelfie. Norweska spółka Orlenu prowadzi wydobycie z 20 złóż a na siedmiu kolejnych prowadzi prace zmierzające do rozpoczęcia eksploatacji.

W ubiegłym roku spółka wyprodukowała 40,5 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, w tym prawie 4,6 mld m sześc. gazu, który jest przesyłany do Polski gazociągiem Baltic Pipe łączącym norweskie złoża z polskim systemem przesyłowym. Jego przepustowość wynosi około 10 mld m sześc. rocznie (pozostały wolumen uzupełniany jest surowcem kupowanym od innych producentów).

Zgodnie ze strategią Orlenu, do 2030 roku wydobycie gazu w grupie ma wzrosnąć do 12 mld m sześc. rocznie, z czego 6 mld m sześc. będzie pochodziło z Norwegii. Spółka realizuje kolejne akwizycje w tym kraju - w grudniu zeszłego roku informowała o zakupie udziałów w złożach Albuskjell i Vest Ekofisk na Morzu Północnym, w październiku z kolei ogłosiła zakup ponad 20 proc. udziałów w złożu Tommeliten Gamma. Łączne zasoby tych trzech złóż przypadające na Orlen to 25 mln baryłek ekwiwalentu ropy, w tym ponad 3 mld m sześc. gazu.

Niezależnie od tego Orlen prowadzi wydobycie w Polsce, w Pakistanie i Kanadzie. Krajowe wydobycie gazu w 2024 r. wyniosło około 3,3, mld m sześc., celem jest zwiększanie produkcji do 4 mld m sześc. w 2030 r.