Orlen poinformował o znaczącym zwiększeniu szacunków zasobów gazu i ropy naftowej na Morzu Północnym. Złoże Afrodyta w Norwegii okazało się ponad dwukrotnie większe, niż pierwotnie przewidywano, a na polski koncern przypada ponad 4 mld m sześc. gazu. Nowe ustalenia mogą przesądzić o opłacalności inwestycji, którą jeszcze kilkanaście lat temu trudno było uzasadnić ekonomicznie.
Afrodyta większa od prognoz
W czwartek, 29 października 2026 roku, Orlen ogłosił wyniki prac rozpoznawczych przeprowadzonych wspólnie z Equinor, DNO i Wellesley Petroleum. Wiercenia na norweskim szelfie kontynentalnym pozwoliły znacznie dokładniej oszacować ilość surowców możliwych do wydobycia ze złoża Afrodyta.
Jeszcze w lutym 2026 roku, kiedy Orlen Upstream Norway informował o przejęciu 25% udziałów w projekcie od Vår Energi, zasoby wydobywalne oceniano na około 50 mln baryłek ekwiwalentu ropy naftowej (boe). Z tej ilości na polską spółkę miało przypadać około 12 mln.
Obecnie Equinor, będący operatorem złoża, szacuje jego zasoby na 77–180 mln boe. Średnia wartość wynosi około 128 mln boe, co oznacza wzrost o 156% względem wcześniejszych szacunków. Udział przypadający na Orlen przekracza 32 mln, w tym ponad 4 mld m sześc. gazu ziemnego.
Warto przy tym zaznaczyć, że baryłka ekwiwalentu ropy naftowej jest jednostką pozwalającą porównywać energetyczną zawartość różnych surowców. Afrodyta nie jest wyłącznie złożem gazowym. Oprócz gazu ziemnego znajdują się tam również ropa naftowa i inne węglowodory.
Powrót po dwóch dekadach
Historia Afrodyty sięga niemal 20 lat wstecz. Właśnie wtedy wykonano pierwszy odwiert, jednak dostępne dane nie pozwalały jednoznacznie ocenić, czy rozpoczęcie komercyjnego wydobycia będzie opłacalne. Złoże zaliczane jest do niekonwencjonalnych, co dodatkowo komplikuje jego zagospodarowanie.
Przełom przyniósł rozwój technologii stosowanych w poszukiwaniu i eksploatacji złóż węglowodorów. Partnerzy projektu zdecydowali się ponownie zbadać Afrodytę, aby ustalić zarówno rzeczywistą wielkość zasobów, jak i możliwości ich ekonomicznego wykorzystania.
Wiesław Prugar, wiceprezes zarządu Orlenu ds. Upstream, wyjaśnił w komunikacie spółki:
Rozwój technologii upstream w ostatnich latach skłonił nas, żeby wrócić do tego projektu i wykonać nowy odwiert. Jego celem było potwierdzenie dodatkowych wolumenów gazu oraz pozyskanie danych potrzebnych do wyboru najlepszego sposobu zagospodarowania złoża.
Zdaniem przedstawiciela Orlenu rezultaty badań stanowią ważny krok w wykorzystaniu potencjału norweskich złóż niekonwencjonalnych. Szczególnie istotne jest to, że nowe szacunki mogą zmienić ekonomiczną ocenę całego przedsięwzięcia.
Większe niż Omega Alfa?
Nowe dane pozwalają zestawić Afrodytę z innym znaczącym odkryciem na norweskim szelfie kontynentalnym. Chodzi o złoże Omega Alfa, odkryte w 2025 roku, w którego projekcie również uczestniczył Orlen.
Średnie szacowane zasoby wydobywalne Omega Alfa wynoszą 115 mln boe. W przypadku Afrodyty jest to obecnie 128 mln boe, czyli o około 11% więcej. Jeżeli kolejne analizy potwierdzą te wartości, Afrodyta może okazać się większym odkryciem.
Nie oznacza to jednak, że ostateczna wielkość zasobów została już ustalona. Przedział 77–180 mln pokazuje, że wciąż istnieje znaczna niepewność dotycząca ilości surowca możliwego do wydobycia. Porównanie z Omega Alfa opiera się zatem na średnich szacunkach, a nie na potwierdzonej wielkości przyszłej produkcji.
Wydobycie z istniejącej infrastruktury
Afrodyta znajduje się na koncesji PL293, na północny zachód od Bergen. Jednym z najważniejszych zagadnień pozostaje wybór sposobu jej zagospodarowania. Orlen rozważa wykorzystanie infrastruktury pobliskiego złoża Kvitebjørn, w którym zarówno polski koncern, jak i Equinor posiadają już udziały.
Podłączenie Afrodyty do funkcjonującej infrastruktury mogłoby ograniczyć nakłady inwestycyjne i skrócić czas potrzebny do rozpoczęcia produkcji. Byłoby to korzystniejsze ekonomicznie niż budowanie całego zaplecza wydobywczego od podstaw, choć ostateczna decyzja zależy od dalszych analiz technicznych i finansowych.
Orlen wskazuje również, że w sąsiedztwie Afrodyty mogą znajdować się kolejne zasoby węglowodorów. Uruchomienie wydobycia z obecnie rozpoznanego złoża mogłoby ułatwić ich przyszłe zagospodarowanie, zwłaszcza gdyby możliwe było wykorzystanie wspólnej infrastruktury.
Na razie koncern nie podał wiążącego terminu rozpoczęcia eksploatacji Afrodyty. Zakończenie wierceń rozpoznawczych i podwyższenie szacunków zasobów nie oznaczają jeszcze podjęcia ostatecznej decyzji inwestycyjnej.
Kolejne inwestycje w Norwegii
Afrodyta jest częścią szerszej strategii Orlenu dotyczącej rozwoju działalności wydobywczej na norweskim szelfie kontynentalnym. Polski koncern posiada udziały również w innych złożach niekonwencjonalnych, w tym w projekcie Victoria, do którego dołączył w 2026 roku.
Victoria jest największym wciąż niezagospodarowanym złożem gazu w Norwegii. Orlen i jego partnerzy analizują możliwości rozpoczęcia eksploatacji oraz przygotowują koncepcję jego przyszłego wykorzystania.
Rozwijanie takich projektów ma znaczenie nie tylko ze względu na dostęp do dodatkowych zasobów. Pozwala również wydłużyć okres wykorzystania istniejącej infrastruktury na Morzu Północnym i ograniczać spadek produkcji z dojrzałych złóż.
W przypadku Afrodyty najważniejszą zmianą jest obecnie znaczący wzrost szacowanej ilości surowców. Ponad 4 mld m sześc. gazu przypadającego na Orlen to zasoby potencjalnie wydobywalne, a nie gaz już wyprodukowany lub zakontraktowany do dostaw do Polski. Ich rzeczywiste wykorzystanie będzie zależało od zatwierdzenia projektu, warunków ekonomicznych i możliwości technicznych eksploatacji.
