Norwegia, która jest europejską potęgą w wydobyciu ropy i gazu, przoduje również w kompetencjach dotyczących magazynowania dwutlenku węgla w złożach po ropie i gazie. Dlatego polski Orlen, największa firma w regionie, która prowadzi w Norwegii działalność poszukiwawczą i wydobywczą, postanowiła z tego doświadczenia skorzystać.
Inwestycja za miliard
We wtorek, w norweskim mieście Stavanger, „stolicy ropy”, Orlen podpisał list intencyjny z Horisont Energi, z grupy E.ON, i zamierza objąć 50 proc. udziałów w złożu Polaris na Morzu Barentsa. Na złożu tym wykonano już odwiert potwierdzający możliwość bezpiecznego zatłaczania CO2.
Orlen, poprzez spółkę zależną PGNiG Upstream Norway, będzie operatorem tego złoża, co – jak podkreślał Daniel Obajtek – będzie ważnym doświadczeniem i zaowocuje pozyskaniem istotnych kompetencji.
- Sojusze w biznesie są bardzo ważne, ponieważ obniżają koszty i zwiększają bezpieczeństwo inwestycji – mówił Daniel Obajtek.
Wyjaśnił też, że projekt nie jest pilotażem, tylko zakłada komercyjne zatłaczanie CO2. Umowa zostanie podpisana w październiku 2023 r., ostateczna decyzja inwestycyjna powinna zapaść w 2024 r., a działalność komercyjna może ruszyć w 2028 r. Wartość inwestycji może sięgnąć 1 mld USD.
Kiedy CO2 będzie surowcem
Podziemne magazynowanie CO2 to technologia młoda i przyciągająca inwestorów. Ma umożliwić branżom, które nigdy nie będą w stanie zredukować emisji do zera, funkcjonowanie w czasach zmierzających do neutralności klimatycznej, a także w czasach, kiedy opodatkowanie tych szkodliwych emisji rośnie. Taką branżą jest np. produkcja cementu.
Wizje zakładają transportowanie CO2 statkami lub rurociągami i zatłaczanie go do podmorskich złóż, z których wcześniej wydobyto ropę i gaz. Te same wizje zakładają, że w przyszłości CO2 stanie się cennym surowcem np. do produkcji paliw syntetycznych.
Magazynowanie CO2 pod dnem morza to tylko jedna z opcji. Emisje można też zatłaczać na lądzie, do pustych złóż po ropie i gazie.
Główny klient już jest
Orlen w swojej strategii zakłada, że do 2030 r. będzie mógł magazynować 3 mln ton CO2 rocznie. Tymczasem pojemność złoża Polaris szacowana jest łącznie na ok 100 mln ton CO2.
Partner w tym projekcie, czyli Horisont Energi, będzie głównym klientem magazynu, ponieważ planuje uruchomienie w Norwegii zakładów produkujących amoniak z wykorzystaniem wodoru wytwarzanego z gazu ziemnego. W procesie tym powstają znaczne ilości CO2, stad zainteresowanie firmy magazynowaniem. Poza Horisont Energi Orlen będzie miał też innych klientów, prawdopodobnie z Norwegii. Transportowanie emisji np. z Polski nie wydaje się opłacalne.
Polska przygoda w norweskich węglowodorach zaczęła się w 2007 r., od przejęcia przez ówczesny PGNiG udziałów w pierwszym złożu. Potem do inwestowania w Norwegii wziął się Lotos, a w zeszłym roku obie firmy zostały wchłonięte przez Orlen. Dziś grupa Orlenu, działająca w Norwegii wciąż pod szyldem PGNiG Upstream Norway, ma udziały w 91 koncesjach i prowadzi wydobycia na 18 złożach. Jest w pierwszej dziesiątce największych inwestorów w tym sektorze w Norwegii i planuje powiększać portfel.
Dzięki inwestycjom w Norwegii i budowie gazociągu Baltic Pipe Orlen może dostarczyć ponad 8 mld m sześc. norweskiego gazu rocznie, z rosnącym udziałem własnego wydobycia. Do końca 2030 r. koncern chce zwiększyć produkcję gazu ze swoich norweskich złóż do ok. 6 mln m sześc. rocznie, wobec 3,5 mld m sześc. w 2022 r.
Terminal w Gdańsku w budowie
Magazynowanie CO2 to w Polsce temat równie gorący co w Norwegii. Do 1 września możliwe było wyłącznie pilotażowe magazynowanie dwutlenku węgla, ale dzięki zmianom w prawie geologicznym i górniczym możliwa jest już działalność komercyjna. Możliwość ta jest na razie teoretyczna, ponieważ potrzebne są jeszcze ministerialne rozporządzenia.
- Wychwytywanie i magazynowanie CO2 to potężny biznes. Jeżeli cena praw do emisji nie spadnie poniżej 60 EUR, czego nikt nie przewiduje, to będzie to bardzo opłacalne – podkreśla Daniel Obajtek.
Orlen realizuje już projekt budowy terminala w Gdańsku, który ma służyć do przeładunku CO2. Jego partnerami są cementowy Lafarge oraz Air Liquide, dostawca technologii związanych z użytkowaniem różnego rodzaju gazów. Terminal powinien ruszyć w 2027 r. i - w założeniu - przyjmować emisje z zakładów Lafarge’a, transportowane pociągiem (docelowo rurociągiem) i wysyłać je do magazynów na północy Europy.
Ponadto bazując na doświadczeniach pozyskanych w Norwegii, Orlen planuje badać polskie dno Bałtyku pod kątem magazynowania.