Norwegia nie odpuszcza gazu z Arktyki. Co to oznacza dla Europy i Polski?

• Norwegia dostarczyła w 2025 roku wolumen odpowiadający ponad 30% zużycia gazu w UE i Wielkiej Brytanii. 
• Zasoby nie „skończą się” w 2050 roku. Norweskie scenariusze przewidują wtedy produkcję na poziomie od 5% do 65% dzisiejszej. 
• Gaz przesłany przez Baltic Pipe pokrył według Orlenu ponad 40% polskiego zapotrzebowania w 2025 roku. 

Norwegia dostarcza Europie ponad 120 mld m³ gazu rocznie

Norwegia jest dziś jednym z filarów europejskiego rynku gazu. W 2025 roku kraj wyeksportował około 122 mld m³ tego surowca, przede wszystkim do odbiorców europejskich. Wolumen ten odpowiadał ponad 30% łącznego zużycia gazu w Unii Europejskiej i Wielkiej Brytanii. Norwegia jest jednocześnie czwartym największym eksporterem gazu ziemnego na świecie – po Rosji, Katarze i Stanach Zjednoczonych.

Jeszcze większe znaczenie Norwegii widać w statystykach unijnego importu rurociągowego. Według Eurostatu w pierwszym kwartale 2026 roku odpowiadała ona za 54,4% importu gazu dostarczanego do Unii w formie gazowej. Kolejne miejsca zajmowały Algieria z udziałem 18,5% oraz Rosja – 9,8%. Dane te nie obejmują LNG, które Eurostat traktuje jako odrębną kategorię.

Po rosyjskiej inwazji na Ukrainę Norwegia zastąpiła Rosję w roli najważniejszego zewnętrznego dostawcy gazu do Europy. Znaczenie norweskiego szelfu może jeszcze wzrosnąć, ponieważ Unia Europejska przyjęła już przepisy zakładające stopniowe zakończenie importu rosyjskiego gazu. Pełny zakaz dla rosyjskiego LNG ma obowiązywać od początku 2027 roku, a dla gazu rurociągowego od jesieni 2027 roku, z okresami przejściowymi dla części istniejących kontraktów. 

Oslo chce utrzymać wydobycie przynajmniej do 2035 roku

Norweski minister energii Terje Aasland zapowiedział, że kraj zamierza utrzymać produkcję i eksport ropy oraz gazu na poziomie zbliżonym do obecnego co najmniej do 2035 roku. Bez zagospodarowania nowych złóż będzie to jednak trudne, ponieważ po 2030 roku wydobycie z istniejących pól zacznie wyraźnie spadać. Zdaniem norweskiego rządu właśnie dlatego konieczne jest kontynuowanie poszukiwań na Morzu Barentsa. 

Skala ekonomicznego znaczenia sektora jest ogromna. Łączna produkcja ropy i gazu na norweskim szelfie wyniosła w 2025 roku około 239 mln standardowych metrów sześciennych ekwiwalentu ropy. Norweski rząd przewiduje, że w 2026 roku pozostanie ona na podobnym poziomie. Jednocześnie wpływy netto państwa z działalności naftowo-gazowej mają sięgnąć 686 mld koron norweskich, a inwestycje w sektorze około 283 mld koron. 

Ropa i gaz pozostają więc dla Norwegii nie tylko instrumentem polityki energetycznej, ale również podstawą dochodów budżetowych, eksportu i zatrudnienia. Według Norweskiej Dyrekcji Szelfu Naftowego sektor ma w 2026 roku odpowiadać za około 22% wartości dodanej norweskiej gospodarki oraz 47% wartości eksportu. Bezpośrednio i pośrednio związanych jest z nim ponad 210 tys. miejsc pracy. 

Norweskie złoża nie „skończą się” w 2050 roku

Nie oznacza to jednak, że norweskie zasoby gazu nagle wyczerpią się w 2050 roku. Takie stwierdzenie byłoby zbyt daleko idącym uproszczeniem. Norweska Dyrekcja Szelfu Naftowego szacuje pozostałe oczekiwane zasoby ropy i gazu na około 7 mld standardowych metrów sześciennych ekwiwalentu ropy. Około połowy tej wielkości stanowią zasoby, które nie zostały jeszcze odkryte. Produkcja ma pozostać wysoka do końca obecnej dekady, a następnie zacząć spadać. Tempo tego spadku będzie jednak zależało od liczby nowych odkryć, nakładów inwestycyjnych, dostępności infrastruktury oraz rozwoju technologii wydobywczych. 

W przygotowanych przez dyrekcję scenariuszach łączna produkcja ropy i gazu w 2050 roku wynosi od około 5% do 65% obecnego poziomu. Najniższy wariant zakłada ograniczoną działalność poszukiwawczą i niewielką skłonność firm do inwestowania. Najwyższy, intensywne poszukiwania, szybki rozwój technologii i sprawne zagospodarowywanie nowych odkryć. W żadnym z tych scenariuszy nie ma mowy o całkowitym wyczerpaniu zasobów w 2050 roku. 

Pozostałe zasoby na norweskim szelfie kontynentalnym według akwenów, stan na 31 grudnia 2025 r. Źródło: Norwegian Offshore Directorate.

Morze Barentsa ma zasoby, ale brakuje infrastruktury

Największe niewykorzystane możliwości znajdują się na północy Norwegii. W ramach rundy koncesyjnej TFO 2026 norweski rząd powiększył obszar dostępny dla poszukiwań o 70 bloków lub części bloków. Aż 38 z nich znajduje się na Morzu Barentsa, 10 na Morzu Norweskim, a 22 na Morzu Północnym. Przyznanie nowych koncesji planowane jest na początek 2027 roku. 

Samo otwarcie kolejnych obszarów nie oznacza jednak, że dodatkowy gaz szybko trafi do Europy. Największym ograniczeniem jest obecnie infrastruktura eksportowa. Jedynym obiektem umożliwiającym wywóz gazu z Morza Barentsa jest instalacja Hammerfest LNG na wyspie Melkøya. Jej moce są już w pełni wykorzystywane do obsługi złoża Snøhvit. 

Według Norweskiej Dyrekcji Szelfu Naftowego zwiększenie możliwości eksportowych mogłoby przyspieszyć rozpoczęcie eksploatacji części złóż nawet o 20–30 lat. Alternatywą byłaby rozbudowa instalacji LNG albo budowa gazociągu łączącego północne pola z istniejącym systemem przesyłowym. Każdy z tych wariantów oznacza jednak wielomiliardowe inwestycje i wieloletni proces przygotowawczy.

Unia Europejska może złagodzić stanowisko

Dotychczasowa polityka Unii Europejskiej wobec Arktyki była jednoznaczna. W strategii przyjętej w 2021 roku Komisja Europejska opowiedziała się za pozostawieniem ropy, węgla i gazu pod ziemią, także w regionach arktycznych. Bruksela deklarowała również dążenie do międzynarodowego porozumienia, które blokowałoby rozwój nowych arktycznych złóż węglowodorów oraz zakup wydobywanych z nich surowców. 

W 2026 roku unijna polityka arktyczna jest jednak aktualizowana. Oficjalnie chodzi o dostosowanie jej do nowych realiów geopolitycznych, rosnącego znaczenia bezpieczeństwa, obronności i odporności gospodarczej. Według doniesień medialnych jednym z analizowanych wariantów jest złagodzenie sprzeciwu wobec nowych projektów naftowo-gazowych. Nie zapadła jednak jeszcze ostateczna decyzja o odejściu od dotychczasowego stanowiska. 

Norwegia podkreśla, że obszary Morza Barentsa otwarte dla przemysłu są przez cały rok wolne od lodu, a obowiązujące tam procedury środowiskowe nie odbiegają od tych stosowanych na Morzu Północnym. Oslo zaznacza również, że jako państwo spoza Unii samodzielnie decyduje o zagospodarowywaniu swojego szelfu.

Argumenty środowiskowe pozostają jednak poważne. Według unijnej służby dyplomatycznej Arktyka ociepla się trzy–cztery razy szybciej niż średnia światowa, a zasięg lodu morskiego jest najmniejszy co najmniej od połowy XIX wieku. Rozwój nowych złóż oznaczałby ponadto budowę infrastruktury przeznaczonej do funkcjonowania przez kolejne dekady. 

Czy Norwegia przestanie być najważniejszym dostawcą gazu?

W perspektywie najbliższych kilku lat taki scenariusz wydaje się mało prawdopodobny. Norweskie wydobycie pozostaje wysokie, infrastruktura rurociągowa jest dobrze rozwinięta, a Unia Europejska kończy import rosyjskiego surowca. Problem może pojawić się dopiero po 2030 roku, gdy spadek produkcji z dojrzałych pól zacznie być coraz trudniejszy do kompensowania.

Europa może zastępować część norweskich dostaw LNG. W 2025 roku Unia sprowadziła rekordowe 146 mld m³ skroplonego gazu, o 35 mld m³ więcej niż rok wcześniej. Aż 58% unijnego importu LNG pochodziło ze Stanów Zjednoczonych, co odpowiadało około jednej czwartej całego zapotrzebowania UE na gaz. Dywersyfikacja kierunków dostaw zmniejsza znaczenie pojedynczych gazociągów, ale jednocześnie zwiększa uzależnienie Europy od światowego rynku LNG oraz sytuacji w USA.

Europa stanie więc przed wyborem między finansowaniem nowych projektów na norweskim szelfie, zwiększaniem importu LNG oraz szybszym ograniczaniem zużycia gazu dzięki termomodernizacji, elektryfikacji ogrzewania, rozwojowi OZE i zastępowaniu gazu ziemnego biometanem. Najbardziej prawdopodobne jest połączenie wszystkich tych kierunków.

Norweski gaz ma kluczowe znaczenie dla Polski

Dla Polski stabilność produkcji na norweskim szelfie jest szczególnie istotna. Gazociąg Baltic Pipe pozwala przesyłać z kierunku norweskiego do Polski do 10 mld m³ gazu rocznie. Dostawy tą trasą rozpoczęły się w październiku 2022 roku. 

Według Orlenu gaz sprowadzony przez Baltic Pipe pokrył w 2025 roku ponad 40% polskiego zapotrzebowania. Sam Orlen Upstream Norway wydobył w tym czasie około 4,4 mld m³ gazu z własnych udziałów w norweskich złożach. W sierpniu 2026 roku spółka rozpoczęła eksploatację złoża Idun Nord, a w kolejnych tygodniach planowała uruchomienie Alve Nord i Ørn. Trzy pola mają zapewnić OrlenOWI łącznie ponad 4 mld m³ gazu w całym okresie eksploatacji, nie jest to zatem wielkość roczna.

Norwegia jeszcze przez wiele lat pozostanie więc jednym z podstawowych filarów bezpieczeństwa gazowego Polski. Nie oznacza to jednak, że krajowa strategia powinna opierać się wyłącznie na jednym kierunku. Baltic Pipe musi być uzupełniany przez terminale LNG, magazyny, krajowe wydobycie oraz działania trwale ograniczające zapotrzebowanie na paliwa kopalne.

Norwegia nie stoi dziś przed nagłym wyczerpaniem gazu, a Europa nie straci swojego najważniejszego dostawcy z dnia na dzień. Rzeczywiste pytanie brzmi, czy nowe inwestycje na Morzu Barentsa powstaną wystarczająco szybko, aby po 2030 roku zrekompensować spadek wydobycia ze starszych pól i czy będą nadal potrzebne w Europie, która równocześnie deklaruje stopniowe odchodzenie od paliw kopalnych.

Źródła: ACER, EU, regjeringen, Orlen