Gaz a rolnictwo – cichy sprzymierzeniec nowoczesnych upraw

Krajobraz współczesnego polskiego rolnictwa to coraz częściej nowoczesne technologie i automatyzacja produkcji. Gleby są wspierane wysokiej jakości nawozami, w szklarniach panują idealne warunki dla roślin, a nowoczesne suszarnie chronią plony przed stratami. Wymaga to jednak odpowiednich surowców dla przemysłu i energii zasilającej liczne urządzenia.

Zacznijmy od czegoś, co poza gronem osób zatrudnionych w rolnictwie nie jest wiedzą powszechną. Otóż podstawą wysokich plonów we współczesnym rolnictwie są nawozy azotowe. Choć azot stanowi główny składnik atmosfery, to rośliny muszą pobierać go z gleby. Bez niego dają niższe plony. Produkcja nawozów azotowych w ogromnym stopniu zależy od gazu ziemnego. Dlaczego? Kluczowym składnikiem tych nawozów jest amoniak, wytwarzany z wodoru, a jego najbardziej efektywnym źródłem wciąż pozostaje metan, czyli, a jakżeby inaczej, główny składnik… gazu ziemnego.

Widać więc jak na dłoni, że zależność między gazem a nawozami jest ogromna. Według Międzynarodowej Agencji Energetycznej (IEA) gaz ziemny stanowi podstawowy surowiec do produkcji amoniaku i metanolu, która to produkcja odpowiada za 75 proc. przemysłowego wykorzystania gazu poza sektorem energetycznym. Idźmy jednak dalej. Międzynarodowe Stowarzyszenie Nawozowe (IFA) szacuje, że 60–70 proc. światowej produkcji nawozów azotowych opiera się na gazie.

W Polsce ten łańcuch wartości uzupełniają zakłady azotowe, m.in. we Włocławku, należące do ANWIL – spółki Grupy ORLEN, jednego z krajowych producentów nawozów. To tam gaz ziemny z krajowego wydobycia i importu realnie przekłada się na dostępność nawozów dla rolników.

Gaz w sercu gospodarstwa

Rola gazu nie kończy się jednak na nawozach. W gospodarstwach, zarówno dużych, jak i tych rodzinnych, gaz ziemny – a w miejscach pozbawionych sieci jego płynna forma LNG – jest źródłem stabilnej energii. Gaz tam po prostu wszystko zasila i wprawia w ruch.

Najlepszym przykładem są szklarnie i tunele foliowe. Systemy ogrzewania gazowego pozwalają precyzyjnie kontrolować temperaturę, dzięki czemu polscy ogrodnicy mogą uprawiać bardziej wymagające gatunki i wydłużać sezony wegetacyjne. W najbardziej zaawansowanych instalacjach wykorzystuje się kogenerację (CHP) – technologię, w której silnik gazowy jednocześnie produkuje energię elektryczną i ciepło. Mało tego, oczyszczone spaliny zawierające dwutlenek węgla są kierowane do wnętrza szklarni, gdzie przyspieszają fotosyntezę.

Gaz znajduje też zastosowanie w suszarniach zbóż i kukurydzy. Cóż to takiego? W dużym skrócie: to instalacja służąca do kontrolowanego obniżania wilgotności ziarna po zbiorach. Jej głównym zadaniem jest usunięcie nadmiaru wody z ziarna w taki sposób, aby mogło być ono bezpiecznie przechowywane, transportowane i przetwarzane bez ryzyka rozwoju pleśni, grzybów czy procesów fermentacyjnych.

Od odpadów do paliwa

Nowoczesne rolnictwo coraz częściej patrzy w stronę gospodarki o obiegu zamkniętym. To model gospodarczy, w którym produkty, surowce i materiały pozostają w użyciu możliwie jak najdłużej. W praktyce oznacza to minimalizowanie ilości odpadów, ponowne wykorzystanie surowców i odzyskiwanie energii z procesów, które w tradycyjnej gospodarce kończyłyby się stratą zasobów.

Gaz i technologie z nim związane oraz istniejąca już infrastruktura odgrywają tu istotną rolę, ponieważ otwierają drogę do zastosowania właśnie obiegu zamkniętego. Dobrym przykładem są biometanownie. To instalacje, które przetwarzają odpady rolnicze – obornik, gnojowicę, resztki pożniwne – w biogaz, a następnie oczyszczają go do postaci biometanu. Ten z kolei może być skroplony do formy bioLNG i wykorzystany jako paliwo. Biometanownie mogą być również przyłączane do istniejącej sieci dystrybucyjnej, a biometan w mieszance z gazem ziemnym zasilać urządzenia odbiorców. W ten sposób to, co było problemem, może stać się źródłem energii. Jest to kierunek transformacji energetycznej, który rozwija także ORLEN. Koncern z Płocka realizuje strategię rozwoju wytwarzania biometanu, budując biometanownię z modułem produkcji bioLNG w Głąbowie.

Stabilny fundament dla innowacji

Wszystkie powyżej opisane rozwiązania wymagają dużych inwestycji i długofalowego planowania. Z tego powodu dla polskich rolników i gospodarstw kluczowa jest dostępność energii, ciągłość dostaw i przewidywalność kosztów. Bo polski rolnik-przedsiębiorca inwestuje dziś z myślą o dekadach, a nie wyłącznie nadchodzących żniwach.

Strategia ORLEN, oparta na dywersyfikacji źródeł (własne wydobycie, Baltic Pipe, terminale LNG), daje podażową odpowiedź na rosnące zapotrzebowanie na gaz w Polsce, które może osiągnąć poziom nawet 27 mld m³ rocznie. Stabilna podaż gazu stanowi zaplecze nie tylko dla energetyki, lecz także dla przemysłu nawozowego i całego sektora rolno-spożywczego.

Gaz nie znika, kompetencje zostają. Upstream fundamentem transformacji

Grudniowa aktualizacja Krajowego Planu w dziedzinie Energii i Klimatu oraz ostatnie rozstrzygnięcia rynku mocy potwierdzają, że gaz pozostaje jednym z kluczowych elementów stabilności systemu w okresie transformacji energetycznej. Wokół wydobycia i magazynowania gazu ziemnego i ropy naftowej przez lata powstały doświadczenia i kompetencje, które umożliwiają prowadzenie tej zmiany w sposób uporządkowany i przewidywalny.

Aktualizacja KPEiK porządkuje jej ramy i wpisuje gaz w architekturę systemu na okres przejściowy. Zamówienia nowych mocy w perspektywie wieloletniej, w tym ostatnie rozstrzygnięcia rynku mocy, potwierdzają rolę bloków gazowych jako źródeł elastycznych, szybko reagujących i zdolnych do współpracy z OZE. Podobnie w ciepłownictwie, w okresie przejściowym, gaz pozostaje jedyną technologią pozwalającą na zastępowanie węgla w skali systemowej bez ryzyka przerw w dostawach.

Własne zasoby oraz rozwinięta infrastruktura pozostają istotnym filarem bezpieczeństwa energetycznego i jednym z najbardziej konkurencyjnych ekonomicznie nośników energii. Poszukiwanie, eksploatacja i magazynowanie gazu ziemnego pozwalają także zdobywać wiedzę i doświadczenie potrzebne w dalszych etapach transformacji. To doświadczenie operacyjne, kadry inżynieryjne oraz zdolność realizacji złożonych projektów infrastrukturalnych. Kompetencje te nie znikają, przeciwnie, stanowią podstawę przygotowania do dalszej ewolucji. ORLEN wpisuje się tym samym w model zmiany opartej na ciągłości i rozwoju umiejętności, a nie na gwałtownej rewolucji.

Trwałość popytu na gaz

To co potwierdzają dokumenty strategiczne Państwa, to fakt, że zapotrzebowanie na gaz w Polsce nie zniknie wraz z rozwojem odnawialnych źródeł energii. Wręcz przeciwnie i w horyzoncie najbliższej dekady może ono wzrosnąć nawet do około 27 mld m³/rok w 2030 r. Ta zmiana nie jest sama w sobie efektem cofania się transformacji, lecz jej konsekwencją: odejścia od węgla, rozwoju elastycznych źródeł mocy, modernizacji ciepłownictwa i zapewnienia konkurencyjnych warunków dla energochłonnych gałęzi gospodarki.

Elektrownie i ciepłownie gazowe projektowane są jako jednostki długiego życia, zdolne w przyszłości do pracy z paliwami zdekarbonizowanymi. Infrastruktura gazowa nie jest traktowana jako koszt przejściowy, lecz jako platforma technologiczna, która będzie wykorzystywana także w kolejnych etapach transformacji, tj. dla biometanu, wodoru czy mieszanek gazowych. To istotna zmiana akcentów dla całego sektora. Gaz nie pełni roli wyłącznie paliwa pomostowego, lecz stabilnego filaru okresu transformacji, z jasno określoną funkcją systemową.

Własny gaz jako gwarancja ciągłości

Transformacja energetyczna w takim ujęciu nie polega na zastępowaniu jednego paliwa innym, lecz na przebudowie systemu w oparciu o zdolności, które już istnieją. Gaz i upstream nie są więc elementami wygaszanymi, lecz narzędziami umożliwiającymi przejście do kolejnego etapu, bez utraty kontroli nad bezpieczeństwem, kosztami i ciągłością funkcjonowania gospodarki.

Własne wydobycie gazu, zarówno w Polsce, jak i na Norweskim Szelfie Kontynentalnym zapewnia przewidywalność dostaw w systemie, który w coraz większym stopniu opiera się na źródłach elastycznych i zmiennych. Stabilny wolumen gazu wzmacnia bezpieczeństwo energetyczne państwa, a jednocześnie daje odbiorcom przemysłowym pewność, że transformacja nie oznacza przerw w produkcji ani trudnych do absorpcji skoków kosztowych.

Dziś działalność segmentu upstream & supply przekłada się na stabilne wyniki finansowe Grupy ORLEN, tworząc fundamenty umożliwiające konsekwentne reinwestowanie środków w projekty transformacji energetycznej, ale też na rozwój kompetencji technicznych i inżynieryjnych.

Znaczenie magazynowania dla transformacji energetycznej

Magazynowanie gazu ziemnego w złożach to ważny element bezpieczeństwa energetycznego kraju. Gdy gaz jest tani i mniej potrzebny – można zatłoczyć go pod ziemię, gdzie czeka na czas, gdy jest intensywnie wykorzystywany. To rozwiązanie stosowane do wielu dziesięcioleci, a takie poziemne magazyny gazu są w Polsce ciągle rozbudowywane.

Jednak w posobny sposób można magazynować także dwutlenek węgla, czy też wodór. Nie zawsze gazy te muszą być wpompowywane do dawnych złóż gazu ziemnego. Wykorzystywać można do tego inne, odpowiednio ułożone formacje podziemne, a nawet kawerny solne, czyli przestrzenie w miejscach po soli kamiennej. Wszystkie te metody są odpowiednio zabezpieczone, z dbałością o mieszkańców i przyrodę, a miejsc odpowiednich do magazynowania wodoru czy dwutlenku węgla jest w Polsce wiele.

By znaleźć odpowiednie miejsca i zrealizować prace, a także zabezpieczyć instalacje, trzeba mieć jednak olbrzymie doświadczenie w pracach związanych z geologią, geofizyką i wiertnictwem. Przykładem może być Geofizyka Toruń, firma z grupy kapitałowej ORLEN, która bada podziemne struktury skalne. Realizuje projekty w tak odległych miejscach jak Kolumbia czy Angola, konkuruje z najlepszymi w swojej branży.

Także ORLEN Petrobaltic, spółka prowadząca wydobycie gazu i ropy naftowej na Bałtyku rozwija swoje możliwości w zakresie wspierania morskiej energetyki wiatrowej, bazując na dotychczasowych doświadczeniach.

Pokazuje to, że umiejętności i wiedza, które do niedawna znajdowały zastosowanie przede wszystkimi w projektach związanych z poszukiwaniem i wydobyciem gazu i ropy naftowej znajdują zastosowanie w wielu innych obszarach transformującej się energetyki.

ORLEN kupuje udziały w dwóch złożach w Norwegii i rusza z ich zagospodarowaniem

Norweska spółka Grupy ORLEN kupiła udziały w złożach Albuskjell i Vest Ekofisk na Morzu Północnym. Transakcja zwiększy zasoby koncernu o ok. 8 milionów baryłek ekwiwalentu ropy naftowej. Równocześnie ORLEN Upstream Norway, wraz z pozostałymi udziałowcami, podjął decyzję inwestycyjną w sprawie zagospodarowania nowych zasobów. Projekt zakłada uruchomienie wydobycia łącznie z trzech złóż, zapewniając Grupie dodatkowe 420 mln m sześc. gazu rocznie.

ORLEN Upstream Norway kupił od DNO po 7,6 proc. udziałów w złożach Albuskjell i Vest Ekofisk. Umowa została podpisana w listopadzie tego roku, ale jej realizacja była uzależniona od spełnienia szeregu warunków, które zostały spełnione w ostatnich dniach, co umożliwiło rozliczenie transakcji jeszcze w 2025 roku.

– Zamykamy ten rok dobrymi informacjami z Norweskiego Szelfu Kontynentalnego. Kupiliśmy udziały w dwóch złożach, umacniając naszą pozycję w rejonie Ekofisk, który jest kolebką norweskiego przemysłu naftowego. Własne wydobycie ORLEN na Szelfie, produkcja krajowa i dostawy LNG to kluczowe źródła gazu dla polskiej energetyki, przemysłu i gospodarstw domowych. To także fundamenty, na których chcemy budować bezpieczeństwo energetyczne Europy Środkowo-Wschodniej – mówi Ireneusz Fąfara, Prezes Zarządu ORLEN.

Zakup udziałów w Albuskjell i Vest Ekofisk to już kolejna w tym roku akwizycja zrealizowana przez koncern w rejonie Ekofisk. W październiku ORLEN Upstream Norway kupił od TotalEnergies EP Norge 20,23 proc. udziałów w Tommeliten Gamma, zwiększając swój stan posiadania w złożu do 62,61 proc. W grudniu partnerzy koncesyjni podjęli decyzję o wspólnym zagospodarowaniu wszystkich trzech złóż.

– Łączne zasoby Albuskjell, Vest Ekofisk i Tommeliten Gamma przypadające na ORLEN to 25 mln baryłek ekwiwalentu ropy, w tym ponad 3 mld m sześc. gazu. Złoża te zostaną wkrótce zagospodarowane w ramach jednego projektu. Posiadanie udziałów we wszystkich trzech aktywach daje nam synergie finansowe i operacyjne. W ten sposób realizujemy cele Strategii ORLEN 2035, dostarczając gaz krajowej gospodarce, a patrząc szerzej pracujemy na rzecz całego regionu. Robimy to w sposób efektywny kosztowo, maksymalizując pozytywny wpływ Upstream na wyniki koncernu – mówi Wiesław Prugar, Wiceprezes Zarządu ORLEN ds. Upstream.

Operatorem Albuskjell, Vest Ekofisk i Tommeliten Gamma jest ConocoPhillips Skandinavia AS a pozostałymi udziałowcami, obok ORLEN Upstream Norway, Vår Energi ASA oraz Petoro AS (w Albuskjell i Vest Ekofisk). Projekt zagospodarowania zakłada wykonanie 11 odwiertów produkcyjnych, które zostaną podłączone do infrastruktury złoża Ekofisk. Rozpoczęcie eksploatacji zaplanowano na IV kwartał 2028 rok. W szczytowym okresie wydobycia, ORLEN będzie pozyskiwał z Albuskjell, Vest Ekofisk i Tommeliten Gamma 3,4 mln baryłek ekwiwalentu ropy rocznie, w tym ponad 400 mln m sześc. gazu.