Korea Południowa oferuje Australijczykom nowe okręty podwodne

Ostatnie rozmowy koreańsko-australijskie przyniosły deklarację Korei o priorytetowym traktowaniu budowy szerszych i głębszych relacji obronnych z Australią. Oferta nowych okrętów podwodnych z dostawą w ciągu 7 lat ma wypełnić lukę po Collins’ach.
Korea Południowa w ramach pogłębienia więzi obronnych z Australią, określaną przez Koreańczyków jako najważniejszy partner strategiczny Korei (sic), złożyła ofertę budowy zaawansowanych konwencjonalnych okrętów podwodnych w ciągu siedmiu lat od podpisania umowy. W ocenie firm zbrojeniowych Korei Południowej, Australia może stanąć w obliczu luki w zdolnościach, jeśli jej okręty podwodne typu Collins nie będą mogły wykonywać zadań do czasu wprowadzenia pierwszych wyprodukowanych w Australii okrętów podwodnych o napędzie jądrowym (SSN).
Obecnie ocenia się, że Collins’y będą bezpiecznie służyć do około 2030 roku, a Australia będzie w stanie wprowadzić pierwszy nowy okręt podwodny z napędem jądrowym dopiero około 2040 roku. W dalszym ciągu oczekiwana jest decyzja strategiczna czy Australia wykorzysta amerykańskie czy brytyjskie konstrukcje SSN w ramach umowy AUKUS i kiedy miałyby one wejść do linii. Od tej decyzji harmonogramu dostaw zależy czy Australia będzie potrzebowała zdolności przejściowych.
Tymczasem Korea Południowa jest głęboko zaangażowana w kampanię mającą na celu zdobycie pierwszego kontraktu na 450 bojowych wozów piechoty Redback dla armii australijskiej. Ponadto, Hanwha Defense Australia planuje wyprodukować 30 samobieżnych haubic i 15 opancerzonych pojazdów do uzupełniania amunicji w nowym centrum o powierzchni 32 000 metrów kwadratowych. Firma uzyskała 1 mld AUD (700 mln USD) w grudniu i rozpoczęła prace nad nowym obiektem na początku tego roku. Koreańczycy liczą też na zainteresowanie Australii myśliwcem piątej generacji KF-21 Boromae czy systemem łączności satelitarnej na niskiej orbicie okołoziemskiej.
Jednak najważniejszym oferowanym przez Koree systemem jest okręt podwodny KSS-III, reklamowany przez producenta jako największy i najcichszy na świecie okręt podwodny z napędem konwencjonalnym, a także pierwszy okręt podwodny z napędem niezależnym od powietrza, który może obsługiwać SLBM, czyli pociski balistyczne wystrzeliwane z okrętów podwodnych. Koreańczycy szczególnie podkreślają zastosowanie na nim baterii litowej, która stanowi system AIP. Szczególny nacisk położono na uwypuklenie wysokich standardów socjalnych załogi, co może mieć wpływ na zmniejszenie australijskich kłopotów ze znalezieniem chętnych do służby na tej klasie jednostek.
Kluczowe dla koreańskiej oferty jest to czy w ocenie Australii zaistnieje luka w zdolnościach podwodnych, jak długo będzie ona trwała i czy, Australia może sobie pozwolić na budowę okrętów tymczasowych, podobnych do tych które miały powstać w wyniku zerwanej umowy z Francją i jednocześnie realizować wciąż kontrowersyjny w Australii program budowy SSN. Niemniej jednak koreańska oferta dostaw KSS-III do niedawna określanych jako nie mogące być przedmiotem eksportu, świadczy o prawdziwości priorytetowego traktowania relacji z Australią przez Republikę Korei.
Autor: TW

ORLEN zwiększa zaangażowanie na Norweskim Szelfie Kontynentalnym

Złoże Afrodyta na Morzu Północnym może zapewnić Grupie ORLEN niemal 2 mld m³ gazu ziemnego. Koncesja PL293 obejmuje niekonwencjonalne zasoby, które do tej pory nie były eksploatowane ze względu na trudne warunki geologiczne.
W artykule
Niekonwencjonalne złoża gazu na Norweskim Szelfie Kontynentalnym
Wyniki prac na koncesji PL293 pozwolą ORLEN opracować nowe metody wydobycia niekonwencjonalnych zasobów ropy i gazu na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Złoża niekonwencjonalne charakteryzują się niską przepuszczalnością skał zbiornikowych oraz wysokim ciśnieniem i temperaturą, co utrudnia ich eksploatację tradycyjnymi metodami.
Niekonwencjonalne złoża gazu i ropy w Norwegii pozostają jednym z największych, dotąd niewykorzystanych potencjałów surowcowych w regionie Morza Północnego. ORLEN zakłada, że połączenie nowoczesnych technik stymulacji produkcji z dotychczasowymi kompetencjami operacyjnymi pozwoli skutecznie zagospodarować te zasoby.
Złoże Afrodyta będzie dla nas poligonem doświadczalnym, na którym zweryfikujemy przyjęte założenia technologiczne i udoskonalimy metody pracy przed zagospodarowaniem kolejnych niekonwencjonalnych złóż.
Wiesław Prugar, Członek Zarządu ORLEN ds. Wydobycia
Odwiert rozpoznawczy na złożu Afrodyta
Złoże Afrodyta zostało odkryte w 2008 roku, jednak z uwagi na wymagające warunki geologiczne jego eksploatacja nie była wcześniej rozważana. Partnerzy koncesyjni zdecydowali o wykonaniu odwiertu rozpoznawczego, który pozwoli ocenić możliwości wydobycia gazu z wykorzystaniem technik stymulacji produkcji.
Według szacunków ORLEN Upstream Norway (OUN), zasoby geologiczne złoża wynoszą około 7,5 mld m³ gazu ziemnego, z czego około 1,9 mld m³ przypada na ORLEN. W przypadku pozytywnej decyzji inwestycyjnej eksploatacja może zostać zrealizowana z wykorzystaniem infrastruktury złoża Kvitebjørn, w którym OUN posiada udziały. Takie rozwiązanie umożliwi ograniczenie kosztów operacyjnych i wykorzystanie istniejącej infrastruktury wydobywczej.
Koncesja PL293 i struktura udziałów
Przejęcie 25 proc. udziałów w koncesji PL293 wymaga zgód norweskiej administracji. Operatorem złoża Afrodyta pozostaje Equinor (70 proc. udziałów), natomiast Wellesley Petroleum posiada 5 proc.
Decyzja o wejściu w projekt Afrodyta wpisuje się w strategię ORLEN 2035, która zakłada wzrost wydobycia gazu ziemnego z Norweskiego Szelfu Kontynentalnego do poziomu nawet 12 mld m³ rocznie do 2030 roku.
ORLEN rozwija portfel złóż w Norwegii
W styczniu 2026 roku, w ramach rundy koncesyjnej APA 2025, ORLEN Upstream Norway otrzymał ofertę objęcia 20 proc. udziałów w złożu Victoria – największym niezagospodarowanym złożu gazu na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Jego zasoby geologiczne szacowane są na 140 mld m³.
Łączne zasoby odkrytych, lecz wciąż nieeksploatowanych niekonwencjonalnych złóż gazu w Norwegii przekraczają 800 mld m³, co czyni ten segment jednym z kluczowych kierunków rozwoju dla europejskich spółek energetycznych.










