W obliczu presji na Bałtyku Equinor zwiększa zaangażowanie w Polsce
Rosyjska presja na Bałtyku dosięgła spółek odpowiedzialnych za funkcjonowanie polskiego systemu energetycznego. Orlen, polski koncern rafineryjny, jest celem ponad 2 tys. cyberataków miesięcznie, pochodzących głównie z Rosji – poinformował 12 października podczas Warsaw Security Forum Paweł Wojtunik, wiceprezes koncernu ds. bezpieczeństwa.
Wiceadmirał Krzysztof Jaworski, zastępca dowódcy generalnego Rodzajów Sił Zbrojnych, powiedział podczas tego samego panelu, że wojsko nie jest w stanie chronić każdego kabla na dnie morza.
– Pierwszą linią obrony jest operator. Jeśli czegoś nie widzimy, nie możemy reagować – podkreślił. Dodał, że nowe centrum bezpieczeństwa morskiego, prowadzone przez polską Straż Graniczną, powinno rozpocząć działalność do końca roku i gromadzić informacje ze wszystkich służb.
Dno Bałtyku stało się linią frontu. 25 grudnia 2024 r. tankowiec Eagle S, wlokąc kotwicę po dnie Zatoki Fińskiej, uszkodził połączenie elektroenergetyczne i cztery kable telekomunikacyjne. Fińskie władze zatrzymały jednostkę. Trzy tygodnie później NATO uruchomiło misję Baltic Sentry, której zadaniem jest ochrona podmorskich kabli i rurociągów. Asta Sihvonen-Punkka, dyrektor generalna Fingridu, operatora fińskiej sieci elektroenergetycznej zarządzającego połączeniem z Estonią zerwanym przez Eagle S, powiedziała podczas panelu, że jej zdaniem kotwicę opuszczono celowo. Naprawa trwała około sześciu miesięcy.
Frode Leversund, dyrektor generalny Gassco – operatora norweskiej sieci gazowej zasilającej Baltic Pipe – wspominał inaugurację Baltic Pipe w Polsce 27 września 2022 r. Dzień wcześniej doszło do eksplozji, które uszkodziły gazociągi Nord Stream. Po tym ataku Norwegia skierowała okręty wojenne do patrolowania rejonów swoich morskich złóż i gazociągów.
Norwegia była krajem partnerskim tegorocznego forum, a z Bałtykiem wiążą się istotne interesy jej największej spółki. Equinor realizuje jeden z największych projektów wytwarzania energii elektrycznej w Polsce, dostarcza norweską ropę do rafinerii Orlenu i przesyła gaz przez Baltic Pipe. Niewiele zagranicznych firm jest tak silnie obecnych w polskim systemie energetycznym.
Jakub Jarosz, dyrektor ds. komunikacji w Equinor Polska, powiedział „Gazecie Finansowej”, że bezpieczeństwo morskiej infrastruktury energetycznej nabiera znaczenia wraz ze wzrostem roli Bałtyku w zapewnianiu Polsce bezpieczeństwa energetycznego. Podkreślił, że w dialogu z polskimi władzami na temat regulacji i ochrony aktywów Equinor korzysta z 50 lat doświadczeń operacyjnych na norweskim szelfie kontynentalnym.
Najważniejsza inwestycja powstaje na Bałtyku. Morskie farmy wiatrowe Bałtyk 2 i Bałtyk 3, o łącznej mocy 1440 MW, są wspólnymi przedsięwzięciami Equinoru i Polenergii, w których obie firmy mają po 50 proc. udziałów. Equinor zarządza budową i będzie operatorem obu farm. Zamknięcie finansowania projektów nastąpiło w maju 2025 r. Dla każdego z projektów pozyskano pakiet finansowania o wartości przekraczającej 3 mld euro. Łączne nakłady inwestycyjne i pozostałe wydatki obu projektów w okresie budowy oszacowano na około 7,2 mld euro.
Prace na morzu rozpoczęły się w styczniu. W szczycie tegorocznej kampanii instalacyjnej pracowało przy nich niemal 40 jednostek. Montowały one 100 fundamentów monopalowych, elementy przejściowe i fundamenty kratownicowe morskich stacji elektroenergetycznych oraz układały kable podmorskie od około 22 do 37 km od wybrzeża. Van Oord odpowiada za wykonywanie narzutu skalnego na dnie morza, Heerema – za transport i montaż, a SIF Netherlands – za fundamenty monopalowe. 1 lipca prace fundamentowe przekroczyły półmetek.
Jak poinformował Jarosz, obecnie układane są kable wewnętrzne łączące turbiny. Na ten rok przewidziano pierwszy moduł nadwodny morskiej stacji elektroenergetycznej dla farmy Bałtyk 2, a montaż turbin rozpocznie się wiosną 2027 r. Każda ze 100 turbin ma moc znamionową 14,4 MW. Pierwsza energia ma popłynąć w 2027 r., a pełna moc ma zostać osiągnięta w 2028 r. Oznacza to harmonogram późniejszy o około rok niż w przypadku Baltic Power, gdzie ostatnią turbinę zamontowano na początku października, po niespełna dwóch latach prac na morzu.
Jarosz wyjaśnił, że część lądowa obejmuje dwie stacje elektroenergetyczne, wyprowadzenie kabli na ląd i trasy kablowe łączące farmy z siecią PSE, operatora systemu przesyłowego.
Udział polskich firm
Wszystkie kontrakty z głównymi wykonawcami i dostawcami zawarto z firmami europejskimi. Polski przemysł również ma w inwestycji istotny udział. Tele-Fonika Kable produkuje w swoim zakładzie w Bydgoszczy 85 km lądowych kabli 220 kV wyprowadzających moc z farm oraz 38 km kabli 400 kV. Enprom, polska spółka budownictwa elektroenergetycznego, jest głównym wykonawcą czterech tras kablowych 220 kV o długości około 7 km oraz dwóch tras 400 kV prowadzących do stacji PSE oddalonej o ponad 6 km. Firma Hitachi Energy zaprojektowała układy elektryczne obu farm – od turbin po punkt przyłączenia do sieci w Słupsku-Wierzbięcinie – i dostarcza urządzenia wysokiego napięcia do stacji morskich i lądowych, a także realizuje kompletną lądową stację elektroenergetyczną w formule „pod klucz”. Historia produkcji transformatorów w Łodzi sięga 1925 r., kiedy uruchomiono ją w zakładach braci Jabłońskich. W 2020 r. fabryka weszła w skład Hitachi.
Spółka Smulders Projects Poland z siedzibą w Żarach zakończyła swój zakres prac w czerwcu. Od lutego 2025 do marca 2026 r. w zakładach w Żarach, Niemodlinie i Łęknicy produkowała pomocnicze konstrukcje stalowe do elementów przejściowych. Moduły nadwodne stacji elektroenergetycznych wykonano w Belgii, a zmontowano we Vlissingen. Podmorskie kable wyprowadzające moc dostarcza Hellenic Cables, a układa je Jan De Nul.
Erbud, również polska firma, buduje w Łebie bazę operacyjno-serwisową na zrewitalizowanym terenie portowym o powierzchni 1,5 ha. Znajdą się w niej biura, sterownia, centrum koordynacji operacji morskich, magazyn części zamiennych i nabrzeże. Według Jarosza baza rozpocznie działalność w czwartym kwartale i zatrudni kilkudziesięciu specjalistów. Będzie mogła przyjmować do czterech jednostek do transportu personelu, obsługujących farmy przez kolejne dziesięciolecia.
– Ludzie widzą turbiny wiatrowe. Ja widzę, jak powstaje przemysł – powiedział „Gazecie Finansowej” Michał Kołodziejczyk, szef Equinoru w Polsce.
Jak zaznaczył, rzeczywisty dorobek tych inwestycji „będzie mierzony umiejętnościami zdobywanymi przez ludzi, doświadczeniem gromadzonym przez firmy i długoterminowymi możliwościami tworzonymi na polskim wybrzeżu”.
Equinor nie jest jedynym inwestorem u wybrzeży Łeby. 7 października Orlen i kanadyjski Northland Power zakończyły montaż wszystkich 76 turbin farmy Baltic Power, pierwszej morskiej farmy wiatrowej w Polsce. Instalacja o mocy do 1,2 GW jest obecnie w fazie rozruchu, a energia już trafia do sieci. Według partnerów około 21 proc. wydatków w całym cyklu życia projektu trafi do polskich firm. Wśród wykonawców powtarza się wiele nazw znanych z Bałtyku 2 i Bałtyku 3: Smulders Polska, Enprom i Erbud. Baza serwisowa Baltic Power również znajduje się w Łebie. Equinor nie podał porównywalnego wskaźnika dla Bałtyku 2 i Bałtyku 3.
Największą luką pozostaje zaplecze portowe. Polski terminal instalacyjny dla morskiej energetyki wiatrowej w Gdańsku miał być gotowy do 2025 r., jednak realizacja inwestycji się opóźniła. W 2023 r. Polenergia zleciła Siemens Gamesa rezerwację portu Rønne na duńskiej wyspie Bornholm, aby turbiny dla farm Bałtyk 2 i Bałtyk 3 mogły być wysyłane stamtąd zamiast z Gdańska.
Farmy będą sprzedawać energię na rynku i korzystać przez 25 lat z systemu wsparcia rozliczanego na zasadzie kontraktu różnicowego. W 2021 r. Urząd Regulacji Energetyki ustalił cenę na 319,60 zł za MWh – wówczas około 70 euro – z zastrzeżeniem późniejszych korekt. Jak wyjaśnił Jarosz, ostateczne ceny są różne dla Bałtyku 2, Bałtyku 3 i Bałtyku 1. Bałtyk 2 i Bałtyk 3 odpowiadają za około jedną czwartą z 5,9 GW mocy, które Polska planuje zbudować na morzu w pierwszej fazie rozwoju sektora.
Kolejny etap
Bałtyk 1, o mocy do 1560 MW i położony około 81 km od wybrzeża, uzyskał 25-letni kontrakt różnicowy w pierwszej polskiej konkurencyjnej aukcji dla morskiej energetyki wiatrowej, przeprowadzonej w grudniu 2025 r.
– Uzyskanie kontraktu różnicowego było bardzo ważnym krokiem, ale nie ostatnim – powiedział Kołodziejczyk. – Naszym zadaniem jest teraz zadbać o to, aby była to również możliwie najlepsza inwestycja. Oznacza to optymalizację projektu, ograniczanie ryzyka i zapewnienie inwestycji konkurencyjnych podstaw ekonomicznych, które wytrzymają próbę czasu.
Struktura dostaw ropy
W sierpniu Equinor i Orlen podpisały trzyletni kontrakt na dostawy ropy ze złoża Johan Sverdrup. Dostawy rozpoczęły się we wrześniu. W zależności od potrzeb Orlenu roczny wolumen może wynosić od blisko 5 mln do ponad 9 mln ton, co odpowiada nawet jednej czwartej rocznego zapotrzebowania grupy. Jak poinformował Jarosz, oznacza to od trzech do czterech dostaw tankowcami miesięcznie. Ropa trafia do rafinerii Orlenu w Polsce, Czechach i na Litwie. Możliwe są również dostawy innych gatunków norweskiej ropy. Pozostałe warunki handlowe są poufne.
– Bezpieczna przyszłość zaczyna się od decyzji podejmowanych z wyprzedzeniem – powiedział przy podpisywaniu umowy Ireneusz Fąfara, prezes Orlenu.
W pisemnych odpowiedziach dla „Gazety Finansowej” Orlen poinformował, że ładunki będą rozdzielane między rafinerie „na podstawie ich konfiguracji technicznej, bieżących potrzeb operacyjnych, warunków rynkowych oraz optymalizacji łańcucha dostaw”. Temu właśnie służy elastyczny przedział wolumenu dostaw. Koncern nie ujawnił, jakie dostawy zastępuje norweska ropa ani jakie ilości trafią do poszczególnych rafinerii, argumentując, że są to informacje wrażliwe z handlowego punktu widzenia. Według Jarosza kontrakt zmniejsza zależność Orlenu od Saudi Aramco.
Nowa umowa stanowi kontynuację wcześniejszej współpracy. W sierpniu 2025 r. Orlen podpisał z Equinorem pierwszy długoterminowy kontrakt, obejmujący ponad 6 mln ton ropy – około 15 proc. rocznego zapotrzebowania koncernu – transportowanej tankowcami z Mongstad. Orlen deklaruje, że nie kupuje już rosyjskiej ropy.
Ze złoża Johan Sverdrup pochodzi około jednej trzeciej norweskiej produkcji ropy. Jego platformy są zasilane energią elektryczną z lądu, w większości ze źródeł odnawialnych.
Niższy PIT, wyższy CIT? Makowski o tym, kto zapłaci za reformę podatkową
Orlen określił też Norwegię jako „strategicznie ważne źródło zarówno ropy naftowej, jak i gazu ziemnego” dla „Polski i całego regionu”. Koncern sam prowadzi tam już wydobycie. Gaz ze złoża Eirin zaczął płynąć w tym roku. Przypadającą na Orlen część jego zasobów wydobywalnych szacuje się na 11,4 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, w tym 1,2 mld m³ gazu. 26 sierpnia 2026 r. Orlen poinformował o rozpoczęciu wydobycia ze złoża Idun Nord. Uruchomienie produkcji z Alve Nord i Ørn zapowiedziano na kolejne tygodnie. Łączne zasoby tych trzech złóż wynoszą około 120 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej, z czego na udziały Orlenu przypada ponad 30 mln baryłek, w większości w postaci gazu.
Polska podąża inną drogą niż Europa Zachodnia. Według analizy danych Kpler przeprowadzonej przez organizację Urgewald w pierwszych dziewięciu miesiącach 2026 r. unijne porty przyjęły rekordowe 12,18 mln ton LNG z rosyjskiego projektu Jamał – o 9,5 proc. więcej niż rok wcześniej. Do Francji trafiło niemal trzy czwarte wrześniowych dostaw do UE. Zakaz importu rosyjskiego LNG do Unii na podstawie obowiązujących kontraktów długoterminowych wchodzi w życie 1 stycznia 2027 r.
Po zawarciu przez prezydenta Trumpa 9 października porozumienia z Rosją w sprawie oleju napędowego Urgewald wezwał Europę, aby nie szła tą samą drogą. – Odwrót Waszyngtonu nie może stać się pretekstem do osłabienia europejskich sankcji ani ponownego otwarcia drzwi dla rosyjskiej energii – powiedział Alexander Kirk, działacz organizacji zajmujący się sankcjami.
Gaz i handel energią oraz inwestycje na lądzie
Equinor dostarcza Orlenowi także gaz z norweskiego szelfu kontynentalnego w ramach 10-letniej umowy na dostawy gazociągiem. Należąca w całości do Equinoru spółka Wento rozwija w Polsce projekty lądowej energetyki wiatrowej, fotowoltaiki i bateryjnych magazynów energii. Danske Commodities, również należąca do Equinoru, zajmuje się handlem energią elektryczną i jej bilansowaniem na polskim rynku.
– Nie budujemy bazy na sam czas budowy – powiedział Kołodziejczyk o obiekcie w Łebie. – Budujemy bazę na dziesięciolecia eksploatacji. Budowa zaczyna się i kończy, ale eksploatacja trwa przez całe pokolenie.
