Partnerzy portalu
Partnerzy portalu
ORLEN z większym wydobyciem gazu w Norwegii
Norweska spółka ORLEN, wraz z partnerami, zakończyła kolejną fazę zagospodarowania złoża Ormen Lange. Zastosowanie innowacyjnych rozwiązań technicznych, pozwoli znacząco zwiększyć wydobycie gazu. ORLEN zakłada, że dzięki inwestycji pozyska ze złoża dodatkowe 0,5 mld m sześc. surowca w szczytowym okresie produkcji.
W artykule
Ormen Lange: innowacyjne wydobycie gazu na dnie Morza Norweskiego
Ormen Lange zostało odkryte w 1997 r. a jego zasoby oszacowano na 330 mld m sześc. gazu. Złoże położone jest na Morzu Norweskim, ok. 120 km od brzegu. Głębokość morza w tym miejscu wynosi 850-1000 metrów a samo złoże znajduje się ok. 3000 metrów pod dnem.
Ormen Lange to jeden z najbardziej zaawansowanych technicznie projektów wydobywczych na świecie. Podłączenie podwodnych sprężarek do lądowej sieci elektroenergetycznej oznacza, że są one zasilane prawie wyłącznie energią odnawialną. Praca urządzeń jest kontrolowana z terminalu gazowego Nyhamna, oddalonego od złoża o 120 kilometrów. Zapewnienie efektywnego sterowania sprężarkami na taką odległość było dużym wyzwaniem. Wcześniej tego rodzaju rozwiązania były stosowane na Szelfie na znacznie krótszym dystansie.
Wiesław Prugar, Członek Zarządu ORLEN ds. Upstream
Testy i modelowanie układu sterowania przed montażem sprężarek
Trzecia faza zagospodarowania Ormen Lange polegała na montażu czterech sprężarek gazu, które pozwalają zrekompensować spadek ciśnienia w złożu skutkujący stopniowym zmniejszeniem wydobycia. Pomimo głębokości morza wynoszącej prawie kilometr, partnerzy koncesyjni zdecydowali, że sprężarki zostaną zainstalowane na dnie, choć standardowo montuje się je na platformach wydobywczych. Wybór takiego rozwiązania pozwolił zwiększyć efektywność wydobycia, ograniczyć koszty i podnieść poziom bezpieczeństwa pracowników. Sprężarki są sterowane i zasilane z lądu.
Ormen Lange to jeden z najbardziej zaawansowanych technicznie projektów wydobywczych na świecie. Podłączenie podwodnych sprężarek do lądowej sieci elektroenergetycznej oznacza, że są one zasilane prawie wyłącznie energią odnawialną. Praca urządzeń jest kontrolowana z terminalu gazowego Nyhamna, oddalonego od złoża o 120 kilometrów. Zapewnienie efektywnego sterowania sprężarkami na taką odległość było dużym wyzwaniem. Wcześniej tego rodzaju rozwiązania były stosowane na Szelfie na znacznie krótszym dystansie.
Wiesław Prugar, Członek Zarządu ORLEN ds. Upstream
Zanim sprężarki zostały zainstalowane na dnie morza, projektanci przeprowadzili serię testów, które miały potwierdzić skuteczność systemów kontroli – najpierw za pomocą symulacji komputerowych, następnie w specjalnie wybudowanym modelu całego układu, który miał wielkość boiska do piłki nożnej. Przy okazji wypróbowano i udoskonalono oprogramowanie wspierające pracę układu sterowniczego.
W szczytowym okresie, sprężarki zamontowane na Ormen Lange pozwolą zwiększyć dzienne wydobycie gazu nawet o 50 proc., co przełoży się na wzrost produkcji przypadającej na ORLEN o ok. 500 mln metrów sześciennych rocznie. Wzrośnie również całkowita ilość gazu, którą udziałowcy Ormen Lange będą mogli wydobyć ze złoża w całym okresie jego eksploatacji. To dodatkowe 30-50 mld m sześc. surowca, z czego na ORLEN przypadnie 4-7 mld m sześciennych. Tym samym współczynnik wykorzystania zasobów Ormen Lange wzrośnie z 75 do 85 proc., co stawia je w rzędzie najefektywniej zagospodarowanych złóż gazowych na świecie.
Norweskie złoża gazu w strategii ORLEN – rosnąca rola Baltic Pipe i Ormen Lange
Udziałowcami Ormen Lange – oprócz ORLEN Upstream Norway, który posiada 14 proc. udziałów – są Petoro (36,5 proc.), Equinor Energy (25,4 proc.), Norske Shell (17,8 proc., operator złoża) oraz Vår Energi (6,3 proc.).
ORLEN Upstream Norway 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.
Zgodnie ze strategią ORLEN, do 2030 r. własne wydobycie gazu przez Grupę ma wzrosnąć o ok. 50 proc. do 12 mld m sześc. rocznie, z czego 6 mld m sześc. będzie pochodziło z Norwegii. Planowany wzrost produkcji jest spójny z prognozami dotyczącymi zapotrzebowania Polski na gaz, które od 2030 r ma zwiększyć się do 27 mld m sześciennych. Rosnący popyt będzie spowodowany przede wszystkim uruchomianiem nowych bloków energetycznych zasilanych gazem w ramach transformacji energetycznej polskiej gospodarki.
Zródło: Grupa ORLEN
Powiązane wpisy
PGE Baltica – najważniejsze wydarzenia 2025 roku
W 2025 roku PGE Baltica skoncentrowała się na przejściu od etapu planowania do realnych prac przygotowawczych w realizowanych przez siebie projektach morskich farm wiatrowych. Rok ten przyniósł znaczny postęp w obszarze budowy infrastruktury przyłączeniowej, zaplecza portowo-serwisowego oraz produkcji kluczowych komponentów przeznaczonych do instalacji zarówno na morzu, jak i na lądzie.
W artykule
Początek tego roku był dla PGE Baltica jednym z najważniejszych momentów całego roku. W styczniu podjęta została ostateczna decyzja inwestycyjna (FID) dla projektu Baltica 2, realizowanego przez PGE wspólnie z Ørsted. Decyzja ta potwierdziła gotowość projektu do realizacji i otworzyła drzwi do etapu prac budowlanych.
Fot. PGE Baltica Istotnym elementem tego roku były także prace przy infrastrukturze przyłączeniowej. W gminie Choczewo na terenie niemal 13 hektarów powstaje lądowa stacja transformatorowa, której zadaniem będzie wyprowadzenie mocy z morskich farm i przekazanie energii elektrycznej do Krajowej Sieci Elektroenergetycznej. Rozpoczęły się tam też prace związane z realizacją bezwykopowych przewiertów HDD, które umożliwią połączenie morskiej i lądowej części systemu kablowego Baltica 2. Jest to jeden z najbardziej złożonych technicznie etapów inwestycji, realizowany z wykorzystaniem nowoczesnych technologii minimalizujących ingerencję w środowisko.
Pod koniec roku zrealizowano również dostawy kluczowych urządzeń na teren budowy lądowej stacji transformatorowej Baltica 2, w tym transformatorów mocy, co potwierdziło wejście infrastruktury przyłączeniowej w etap prac wykonawczych. Trwa wyposażenie budynków rozdzielni. Gotowe są już m.in. bramki mostów szynowych, które pozwolą na połączenie stacji z KSE. Testowanie i uruchomienie lądowej stacji zaplanowano na lata 2026 i 2027.
Budowa infrastruktury – od planów do realizacji
Rok 2025 minął pod znakiem produkcji komponentów dla farmy Baltica 2. Zakłady produkcyjne opuściły pierwsze partie monopali, a w polskich zakładach trwała produkcja dodatkowych elementów stalowych niezbędnych do wyposażenia fundamentów. Równolegle prowadzono montaż kluczowych komponentów morskich stacji elektroenergetycznych, w tym transformatorów.
Tego typu działania potwierdziły, że projekty realizowane z udziałem PGE Baltica weszły w fazę nieodwracalnej realizacji, w której decyzje inwestycyjne znajdują bezpośrednie przełożenie na fizyczną infrastrukturę. Dla dużej spółki energetycznej oznacza to jednocześnie potwierdzenie stabilności finansowania oraz gotowości całego łańcucha dostaw do realizacji zadań zgodnie z harmonogramem.
W tym ujęciu rok 2025 należy postrzegać jako moment rozpoczęcia właściwej budowy projektów offshore wind, w którym planowanie przeszło w produkcję, montaże i prace wykonawcze. Prace przygotowawcze w ramach projektu Baltica 2 na morzu objęły operację przesuwania głazów z lokalizacji przyszłych turbin oraz trasy przebiegu podmorskich kabli. Dopełnieniem tych prac było torowanie rowów w dnie morskim, w którym kable zostaną ułożone. To właśnie ta zmiana charakteru działań stanowi jeden z kluczowych elementów rocznego bilansu PGE Baltica.
Fot. PGE Baltica Zaangażowanie krajowego przemysłu i łańcucha dostaw
Rok 2025 był okresem uruchomienia lokalnego zaplecza przemysłowego dla projektów realizowanych przez PGE Baltica. W Polsce rozpoczęto produkcję i prefabrykację kluczowych elementów konstrukcyjnych, w tym komponentów stalowych przeznaczonych dla fundamentów morskich oraz elementów morskich stacji elektroenergetycznych. W realizację tych zadań zaangażowane zostały krajowe zakłady produkcyjne oraz wykonawcy działający na rzecz sektora offshore wind. Klatki anodowe i tzw. boat landingi produkuje w Trójmieście Grupa Przemysłowa Baltic, a podwieszane wewnętrzne platformy Smulders w zakładach w Żarach, Łęknicy i Niemodlinie. Polscy wykonawcy pracują przy budowie infrastruktury przyłączeniowej – Polimex Mostostal jest współkonsorcjantem GE przy budowie lądowej stacji transformatorowej, a przewiert HDD łączący morską i lądową część kabli realizuje konsorcjum krajowych firm ROMGOS Gwiazdowscy i ZRB Janicki.
Udział polskich firm objął zarówno wytwarzanie elementów konstrukcyjnych, jak i prace związane z montażem oraz przygotowaniem wyposażenia dla morskich stacji elektroenergetycznych i systemów fundamentowych. Działania te potwierdziły gotowość krajowego łańcucha dostaw do obsługi inwestycji o dużej skali i wysokim stopniu złożoności technicznej.
Zaangażowanie krajowego przemysłu miało znaczenie strategiczne z punktu widzenia całego projektu. Wzmocniło zaplecze wykonawcze niezbędne do dalszej realizacji morskich farm wiatrowych, wpisało inwestycję w krajowy system bezpieczeństwa energetycznego oraz stworzyło trwałe powiązania pomiędzy projektem a regionami nadmorskimi i zapleczem przemysłowym. W tym ujęciu rok 2025 należy traktować jako moment faktycznego uruchomienia lokalnego łańcucha dostaw dla projektów PGE Baltica. Dodatkowo spółka z Grupy PGE poważnie myśli już o zwiększeniu udziału krajowych dostawców w II fazie rozwoju offshore wind w Polsce. Jednym ze sposobów na osiągnięcie wyższych celów local content jest współpraca z polskimi przedsiębiorstwami, w tym z branżą stoczniową, przy planowaniu budowy specjalistycznej floty do budowy i obsługi morskich farm wiatrowych.
Zaplecze eksploatacyjne – Ustka i Gdańsk jako trwały element systemu
W 2025 roku Ustka weszła w fazę rzeczywistej realizacji jako zaplecze eksploatacyjne dla projektów PGE Baltica. W połowie roku na terenie portowym rozpoczęły się prace budowlane związane z powstaniem bazy operacyjno-serwisowej, obejmujące wznoszenie obiektów O&M oraz dostosowanie infrastruktury nabrzeżowej do obsługi jednostek serwisowych. Zakres robót miał charakter techniczny i funkcjonalny, podporządkowany przyszłej obsłudze morskiej farmy wiatrowej w całym cyklu jej eksploatacji.
Fot. PGE Baltica Budowa bazy w Ustce oznacza trwałe zakotwiczenie projektu w konkretnym porcie i stworzenie stałej obecności operacyjnej na wybrzeżu. Jest to rozwiązanie projektowane z myślą o wieloletnim horyzoncie działania, obejmującym bieżącą obsługę, utrzymanie oraz zarządzanie infrastrukturą morską. W podsumowaniu 2025 roku Ustka funkcjonuje więc jako element systemu eksploatacyjnego morskiej energetyki wiatrowej, a nie jako jednorazowa lub lokalna inwestycja. Tę inwestycję realizuje KB DORACO, a obiekt posłuży w pierwszej kolejności morskiej farmie wiatrowej Baltica 2 – wspólnemu projektowi PGE i Ørsted. Ale PGE Baltica zwraca uwagę na potencjał Ustki do wykorzystania przy kolejnych projektach offshore wind.
Równolegle na terenie portu Gdańsk na obszarze Baltic Hub powstaje nowoczesny terminal instalacyjny, który zostanie wykorzystany przy fazie instalacji turbin Baltica 2. Generalnym wykonawcą terminalu jest sopockie NDI. Niezależnie od wykorzystania do własnych potrzeb PGE i Ørsted udostępnią na podstawie umowy dzierżawy przestrzeń gotowego terminalu innemu budowanemu projektowi – Ocean Winds.
Sukces projektu PGE Baltica w pierwszej aukcji offshore
W pierwszej w polskiej historii aukcji mocy dla morskich farm wiatrowych kontrakt różnicowy uzyskał projekt Baltica 9. PGE Baltica równolegle prowadziła rozmowy o przejęciu sąsiadującego projektu realizowanego wcześniej przez RWE. Połączenie obu tych obszarów umożliwi zbudowanie do 2032 roku morskiej farmy wiatrowej o łącznej mocy ok. 1,3 GW. To zdecydowanie zbliży Grupę PGE do osiągniecia strategicznego celu 4 GW mocy zainstalowanej na morzu do 2035 roku.
Fot. PGE Baltica Priorytet realizacyjny zamiast działań miękkich
Dominującym kierunkiem aktywności PGE Baltica pozostaje realizacja projektów infrastrukturalnych, a nie działania o charakterze informacyjnym czy wizerunkowym. W centrum uwagi pozostają prace techniczne, budowlane i produkcyjne, bezpośrednio związane z przygotowaniem oraz realizacją morskich farm wiatrowych. Działania takie jak dyżury informacyjne, spotkania konsultacyjne czy inicjatywy komunikacyjne prowadzone m.in. w Ustce i Choczewie są niezbędnym uzupełnieniem realizowanych procesów.
Jednocześnie prowadzone są działania kadrowe podporządkowane potrzebom realizacyjnym projektów. Poszukiwanie specjalistów i rozbudowa zespołów mają charakter operacyjny i wynikają z wejścia projektów w kolejne etapy realizacji. Taki układ priorytetów potwierdza, że PGE Baltica funkcjonuje jako inwestor skoncentrowany na budowie, eksploatacji oraz długoterminowym zarządzaniu projektami morskiej energetyki wiatrowej.
Tym samym, ten rok potwierdził, że PGE Baltica wkroczyła w fazę rzeczywistej realizacji morskich farm wiatrowych. Był to czas, w którym decyzje administracyjne i kontraktowe zaczęły przekładać się na widoczne efekty prac w terenie – na placach budowy, w portach i zakładach produkcyjnych – przygotowując projekty do kluczowych etapów instalacyjnych zaplanowanych na kolejne lata.
Fot. PGE Baltica W 2026 w ramach projektu Baltica 2 rozpoczną się prace na morzu – przy instalacji fundamentów, morskich stacji transformatorowych i układaniu kabli. Po zakończeniu tych etapów nastąpi instalacja kabli połączeniowych między fundamentami turbin oraz morskimi stacjami transformatorowymi. Jednocześnie PGE Baltica zamierza intensywnie przystąpić do planów związanych z nowym przedsięwzięciem roboczo nazwanym Baltica 9+, a więc połączonymi obszarami Baltica 9 z kontraktem różnicowym z grudniowej aukcji i obszarem przejmowanym od RWE, które posiada prawo do kontraktu roznciowego jeszcze z I fazy. Na polskim Bałtyku zapowiada się jeszcze intensywniejszy rok.
