Segment Wydobycie

Dzięki synergiom uzyskanym z połączenia ORLEN z PGNiG i Grupą LOTOS wzmocnione zostały kompetencje Grupy ORLEN w obszarze wydobycia. Grupa uzyskała dostęp do zróżnicowanych źródeł ropy i gazu. Jako jeden podmiot ma jeszcze mocniejszą pozycję na międzynarodowym rynku, a to pozwala rozwijać współpracę i wymieniać się doświadczeniami z liczącymi się w branży partnerami.

Podmioty prowadzące działalność poszukiwawczo-rozpoznawczą oraz wydobycie węglowodorów ze złóż w obszarze Polski to głównie przedsiębiorstwa z większościowym udziałem kapitału Skarbu Państwa. Liderem jest Grupa ORLEN, która po połączeniu z dawną Grupą LOTOS oraz PGNiG:

• prowadzi prace poszukiwawczo-rozpoznawcze łącznie na obszarze 53 koncesji (w tym: dla 6 zostały wydane decyzje inwestycyjne, stanowiące podstawę do rozpoczęcia fazy wydobywania), co stanowiło 80% wszystkich koncesji na poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego wydanych w Polsce według stanu na koniec 2022 roku;
• posiada łącznie 185 koncesji na wydobywanie ropy naftowej i gazu ziemnego ze złóż, co stanowiło ponad 98% wszystkich wydanych koncesji na wydobywanie węglowodorów ze złóż w Polsce wg stanu na koniec 2022 roku.

Zestawienie podmiotów posiadających koncesje na poszukiwanie i rozpoznanie złóż węglowodorów oraz na wydobywanie węglowodorów ze złóż w Polsce na 31 grudnia 2022 roku.

Kluczowe aktywa (poziom wydobycia i koncesje)

Działalność poszukiwawczo-wydobywcza ORLEN Upstream Sp. z o.o.

Działalność spółki ORLEN Upstream Sp. z o.o. w 2022 roku obejmowała wydobycie oraz poszukiwania złóż węglowodorów oraz wytwarzanie energii elektrycznej (z wydobywanego gazu ziemnego zaazotowanego w projekcie Edge).

Na terenie Polski Grupa ORLEN Upstream na koniec 2022 roku posiadała samodzielnie oraz z partnerem PGNiG S.A. (od listopada 2022 roku będącego częścią Grupy ORLEN) 12 koncesji poszukiwawczo-rozpoznawczych o łącznej powierzchni blisko 8,1 tys. km² położonych w obrębie 6 województw i dysponując zasobami 2P (potwierdzone i prawdopodobne) wynoszącymi 7,4 mln boe. Grupa ORLEN Upstream posiada 100% udziałów w 7 koncesjach, 49% udziałów w 3 koncesjach oraz 49% udziałów w części 2 koncesji w ramach wydzielonego obszaru koncesyjnego.
Obecne krajowe wydobycie gazu w ORLEN Upstream odbywa się samodzielnie (eksploatacja złoża Bystrowice oraz wydobywanie gazu ziemnego ze złóż Bajerze i Tuchola) oraz we współpracy z PGNiG S.A. (eksploatacja złóż w projekcie Płotki). Łączne wydobycie węglowodorów Grupy ORLEN Upstream w Polsce osiągnęło średnioroczny poziom 1,3 tys. boe/d (z uwzględnieniem wolumenów gazu, z którego generowana jest energia elektryczna).

Główne prace inwestycyjne w Polsce prowadzone były w trzech prowincjach naftowych. W Małopolskiej Prowincji Naftowej prace realizowane były w ramach dwóch projektów. W ramach projektu Miocen przeprowadzono prace optymalizacyjne instalacji wydobywczej na KGZ Bystrowice, a także analizy zasobów i możliwości wydobycia gazu z odwiertu Pruchnik-OU1. W projekcie Karpaty kontynuowano analizę danych sejsmicznych i otworowych. Ponadto zakończono proces administracyjny związany z przedłużeniem etapu poszukiwania i rozpoznawania złóż na bloku koncesyjnym 435. 

W 2 kwartale 2022 roku w związku z brakiem przesłanek ekonomicznych do kontynuowania prac poszukiwawczych podjęto decyzję o rezygnacji z koncesji Skołyszyn. 

W Wielkopolskiej Prowincji Naftowej realizowane były prace w dwóch projektach w ramach Umowy o Wspólnych Operacjach razem z pełniącą funkcję Operatora firmą PGNiG S.A. W ramach projektu Płotki w pierwszej połowie 2022 roku kontynuowano i zakończono wiercenie otworu rozpoznawczego Miłosław-7H na złożu Miłosław E. Po wykonaniu testu produkcyjnego oraz aktualizacji założeń techniczno-ekonomicznych podjęto decyzję o zagospodarowaniu otworu.

W drugiej połowie 2022 roku zrealizowano wiercenie otworu poszukiwawczego Rogusko-1K, który potwierdził obecność węglowodorów. Wstępna analiza ekonomiczna, po przeprowadzeniu testu produkcyjnego oraz aktualizacji mapy strukturalnej wskazuje na komercyjny charakter odkrycia. W trakcie trwania roku, kontynuowane były prace nad zagospodarowaniem odkryć z lat ubiegłych, tj. Chwalęcin-1K oraz Grodzewo-1, a także prowadzone były działania inwestycyjne mające na celu zwiększenie stopnia sczerpania eksploatowanych obecnie złóż Karmin oraz Winna Góra. Ponadto w ciągu roku 2022 prowadzone były prace dokumentacyjne związane z wymogami prawnymi i koncesyjnymi dla posiadanych obszarów poszukiwawczo-wydobywczych oraz analizowano założenia techniczno-ekonomiczne dla przyszłych zadań inwestycyjnych planowanych do realizacji w projekcie Płotki.

W czerwcu 2022 roku Operator projektu PGNiG S.A. złożył wniosek o wydanie decyzji stwierdzającej wygaśnięcie koncesji Jarocin-Grabina na poszukiwanie i rozpoznawanie oraz wydobywanie węglowodorów.

W projekcie Sieraków uruchomiono projekt zagospodarowania złoża Sieraków, które udostępnione będzie otworem Sieraków-2H.
W 2022 roku dokonano wyboru wykonawcy aktualizacji dokumentacji technicznej i formalno-prawnej, opracowania programu funkcjonalno--użytkowego oraz uzyskania decyzji środowiskowej.

Projekty poszukiwawczo-wydobywcze Grupy ORLEN Upstream w Polsce.

Działalność poszukiwawczo-wydobywcza dawnej Grupy LOTOS

W 2022 roku, średnie dzienne wydobycie dawnej Grupy LOTOS w Polsce wyniosło 5,8 tys. boe/dzień (+1,4% r/r), co stanowiło 35,4% łącznego wolumenu wydobycia dawnej Grupy LOTOS. Wydobycie realizowane było ze złóż B3 i B8 zlokalizowanych na Morzu Bałtyckim.

Według stanu na koniec 2022 roku, rezerwy węglowodorów dawnej Grupy LOTOS w Polsce wyniosły 31,0 mln boe w kategorii rezerw 2P (w tym: 28,4 mln boe ropy naftowej oraz 2,6 mln boe gazu ziemnego), co stanowiło 35% łącznych rezerw 2P dawnej Grupy LOTOS.

Równolegle do prowadzonej działalności poszukiwawczo-wydobywczej, na przestrzeni 2022 roku spółka LOTOS Petrobaltic kontynuowała inicjatywy rozwojowe w celu zdywersyfikowania przedmiotu działalności i źródeł przychodów. Inicjatywy te obejmowały m.in.: wejście na rynek Morskich Elektrowni Wiatrowych (MEW), możliwość uruchomienia projektów związanych z geosekwestracją dwutlenku węgla, produkcją wodoru, a także możliwością postawienia turbiny wiatrowej do zasilenia Centrum Produkcyjnego.

W 2022 roku na koncesjach morskich Spółka LOTOS Petrobaltic realizowała program prac zakładający zintegrowanie wszystkich dotychczas uzyskanych danych geologicznych pochodzących zarówno z wykonanych otworów wiertniczych, jak i badań laboratoryjnych i danych sejsmicznych. W ramach zobowiązań koncesyjnych zakończono prace analityczno-interpretacyjne nad opracowaniem regionalnego modelu strukturalno-tektonicznego morskiej części Basenu Bałtyckiego. W ramach tego modelu wykonano interpretację głównych horyzontów sejsmicznych, analizę amplitudową przetworzonych danych sejsmicznych wraz z wykorzystaniem nowych algorytmów do kalkulacji atrybutów. W celu optymalizacji wskazania przyszłych lokalizacji otworów poszukiwawczych wykonano dodatkowe prace: analizę paleostrukturalną, analizę szczelności uskoków oraz budowę przestrzennego modelu petrofizycznego. Prowadzone prace poszukiwawcze koncentrowały się, poza analizą tradycyjnych pułapek złożowych o charakterze strukturalnym i strukturalno-tektonicznym, na odkryciu potencjalnych obiektów złożowych o charakterze litologicznym, z którymi można wiązać występowanie dużych nagromadzeń węglowodorów.

W drugiej połowie 2022 roku uruchomiono projekt dotyczący wiercenia otworu poszukiwawczego B101-1 na koncesji Łeba w ramach zobowiązań koncesyjnych do maksymalnej głębokości 2300 m. Głównym celem projektu jest odkrycie akumulacji węglowodorów w głównym poziomie złożowym (piaskowce kambru środkowego) oraz zbadanie nasycenia węglowodorami przewierconego profilu litostratygraficznego. Dodatkowym celem stawianym dla tego otworu jest zbadanie głębokości zalegania oraz litologicznego wykształcenia stropowych partii utworów prekambru (podłoża krystalicznego).

Dodatkowo w 2022 roku Spółka LOTOS Petrobaltic zakończyła współpracę z Instytutem Nauk Geologicznych Polskiej Akademii Nauk w ramach podpisanej umowy dotyczącej analizy systemów naftowych szelfu bałtyckiego. Założeniem analizy było uzyskanie wyników w skali regionalnej z oceną potencjału w dwóch rejonach o odmiennej charakterystyce geologicznej w celu zmniejszenia ryzyka poszukiwawczego w obecnych obszarach aktywności Spółki, a także z rozszerzeniem na cały obszar basenu bałtyckiego aż po obszary Litwy, Łotwy, Estonii i Szwecji.

Wyniki wykonanych analiz i modelowań wskazują, iż potencjał naftowy, jaki był możliwy do wygenerowania węglowodorów z istniejących w obszarze basenu bałtyckiego skał macierzystych, jest znacznie większy od wolumenu odkrytych i udokumentowanych węglowodorów, jak również wolumenu wykartowanych potencjalnych obiektów złożowych.

Koncesje spółek dawnej Grupy LOTOS w Polsce.

Źródło: opracowanie własne

Działalność poszukiwawczo-wydobywcza dawnej Grupy PGNiG

Projekty poszukiwawczo-wydobywcze dawnej Grupy PGNIG w Polsce.

Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych z Oddziału Geologii i Eksploatacji

W 2022 roku kontynuowano poszukiwanie i rozpoznawanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego na terenie Karpat, Przedgórza Karpat, Monokliny Przedsudeckiej i Niżu Polskiego zarówno we własnym zakresie, jak i we współpracy z partnerami. Z 15 otworów wierconych w 2022 roku głębokość końcową osiągnęło 12 otworów, w tym: 1 badawczy, 3 poszukiwawcze, 4 rozpoznawcze oraz 4 eksploatacyjne. Na koniec 2022 roku wyniki złożowe uzyskano z 14 odwiertów (2 badawczych, 3 poszukiwawczych, 3 rozpoznawczych i 6 eksploatacyjnych). Wśród 12 odwiertów o znanych wynikach złożowych znalazło się: 9 odwiertów pozytywnych (w tym 3 poszukiwawcze, 1 rozpoznawczy i 5 eksploatacyjnych), 5 negatywnych (w tym 2 badawcze, 2 rozpoznawcze i 1 eksploatacyjny), które nie uzyskały przemysłowego przypływu węglowodorów.

W 2022 roku przeprowadzono również rekonstrukcje, testy złożowe oraz likwidacje otworów odwierconych we wcześniejszych latach. Dotyczyło to: 2 otworów badawczych (w tym 1 odwiert zlikwidowany: Kamień Pomorski-8K oraz w jednym zakończono rekonstrukcję: Kramarzówka-3), 6 poszukiwawczych (w tym 4 odwierty zlikwidowane, w 1 otworze zakończono test złożowy oraz 1 jest w trakcie próbnej eksploatacji), a także 2 rozpoznawczych (odwierty zlikwidowane). 

W 2022 roku na terenie działalności Oddziału w Zielonej Górze podłączono do eksploatacji 2 nowe złoża: Kamień Mały (odwierty: Kamień Mały-1K, Kamień Mały-11K, Kamień Mały-12K) i Koźminiec (odwiert Koźminiec-1) oraz podłączono 1 odwiert na złożu Paproć (odwiert: Paproć-66H). Łącznie w 2022 roku na terenie Zielonej Góry włączono do eksploatacji 5 odwiertów. Na terenie działalności Oddziału w Sanoku zostało włączone do eksploatacji 6 nowych odwiertów na złożu Przemyśl (Przemyśl-291K, Przemyśl-292K, Przemyśl-316K, Przemyśl-318K, Przemyśl-308K, Przemyśl-299K), 1 odwiert Tarnów-82K na złożu Tarnów oraz podłączono do eksploatacji 1 nowe złoże Rogoźnica (odwierty: Rogoźnica-5K, Rogoźnica-4K, Rogoźnica-3K).

Łącznie w 2022 roku na terenie Sanoka włączono do eksploatacji 10 odwiertów. W 2022 roku w związku z wygaśnięciem koncesji zakończona została eksploatacja na złożach Jeżowe NW, Kromolice, Stężyca, Roszków, Wola Jasienicka, Dominikowice-Kobylanka-Kryg-Libusza-Lipinki.

Kopalnie ropy naftowej i gazu ziemnego należące do dawnej Grupy PGNiG.

Kluczowe aktywa (poziom wydobycia i koncesje)

Grupa ORLEN prowadzi działalność wydobywczą w Kanadzie za pośrednictwem spółki zależnej ORLEN Upstream Canada Ltd. („OUC”). W prowincji Alberta w Kanadzie Grupa ORLEN jest rozpoznawalnym operatorem z aktywami poszukiwawczo-produkcyjnymi o łącznej powierzchni ok. 352,8 tys. akrów brutto (ok. 1,4 tys. km²), a w przeliczeniu na ilość udziałów ok. 231,1 akrów netto (ok. 0,9 tys. km²) i łącznymi zasobami 2P wynoszącymi 158,0 mln boe.

Główne aktywa wydobywcze spółki zlokalizowane są w rejonach Kakwa, Ferrier i Lochend położonych w prowincji Alberta w zachodniej Kanadzie. Są to aktywa obejmujące przede wszystkim niekonwencjonalne złoża węglowodorów typu „tight oil” i „tight gas” eksploatowane przy użyciu otworów horyzontalnych i technologii hydraulicznego szczelinowania wielosekcyjnego. Wspomniane złoża są związane głównie z formacjami geologicznymi Montney (rejon Kakwa) i Cardium (rejon Ferrier i Lochend), które zaliczane są do najlepszych niekonwencjonalnych formacji naftowo-gazowych w Ameryce Północnej.

W rejonie Kakwa spółka OUC wydobywa gaz z kondensatem naftowym, w rejonie Ferrier gaz z dużą ilością węglowodorów ciekłych (tzw. NGL) oraz ropę naftową, a w rejonie Lochend ropę naftową z gazem. Wysokie wydobycie kondensatu, na które w odróżnieniu od innych surowców węglowodorowych istnieje duże zapotrzebowanie na rynku lokalnym zapewnia spółce znaczące zyski. Znaczne zróżnicowanie kopalin eksploatowanych w różnych rejonach umożliwia elastyczne dostosowania się do zmiennych trendów rynkowych. Aktywa w rejonie Kakwa charakteryzują się bardzo wysoką produktywnością otworów eksploatacyjnych, natomiast aktywa w rejonie Ferrier i Lochend niskimi kosztami wiercenia i udostępniania otworów wydobywczych oraz prowadzenia eksploatacji złóż, przy relatywnie wysokich poziomach wydobycia. Poza wymienionymi kluczowymi aktywami spółka posiada również szereg mniejszych aktywów wydobywczych i koncesji położonych m.in. w różnych rejonach prowincji Alberta oraz w prowincji Nowy Brunszwik.

Charakterystyka posiadanych w Kanadzie aktywów wydobywczych, tj. niekonwencjonalne złoża o zróżnicowanym składzie węglowodorów, z krótkim cyklem projektowym, wysokim profilem wydobycia w pierwszych miesiącach produkcji i krótkich okresach zwrotu z inwestycji pozwalają na szybkie i efektywne reagowanie na zmieniające się otoczenie makroekonomiczne, które dla producentów ropy i gazu w całym 2022 było niezwykle korzystne. Z uwagi na to w 2022 roku Grupa ORLEN Upstream podjęła decyzję by przyspieszyć oraz znacząco zwiększyć zakres rzeczowy programu prac wiertniczych. W większości przypadków prace inwestycyjne były prowadzone ze statusem operatora.

Program nakładów inwestycyjnych w roku 2022 był skoncentrowany na kontynuacji rozwiercania kluczowych obszarów wydobywczych w portfolio spółki OUC, tj. Ferrier, Kakwa oraz Lochend. Wszystkie wykonywane otwory były horyzontalnymi otworami produkcyjnymi, które standardowo przed rozpoczęciem eksploatacji poddaje się zabiegom wielosekcyjnego szczelinowania hydraulicznego. Spółka stosuje najnowsze dostępne technologie w zakresie wierceń i udostępniania złóż, umożliwiające m.in. wykonywanie otworów horyzontalnych o całkowitej długości przekraczającej nawet 6,5 tys. metrów i wykonywanie 150 sekcji szczelinowania w jednym otworze. Zastosowane technologie, w połączeniu z wysokimi parametrami złożowymi posiadanych aktywów, zapewniają możliwość uzyskania bardzo dobrych wyników produkcyjnych przy zachowaniu efektywności kosztowej.

W rejonie Ferrier/Strachan zmodernizowano infrastrukturę złożowową m.in. poprzez dostosowanie instalacji w lokalizacji 4-13-39-9W5 do przerobu większych wolumenów gazu oraz wymianę kompresora gazowego w lokalizacji 9-26-38-8W5 na kompresor o większej mocy. Podjęte działania mają na celu zwiększenie przepustowości instalacji, co umożliwi przesyłanie wyższych wolumenów wydobycia z nowych otworów produkcyjnych wykonanych w rejonie Strachan oraz obniżenie kosztów wydobycia części otworów w tym rejonie, które dotychczas były podłączone do infrastruktury innych firm. Ponadto możliwe będzie podtrzymanie wydobycia z niektórych starszych otworów znajdujących się w schyłkowej fazie eksploatacji.

Na obszarze Kakwa, Grupa ORLEN Upstream realizowała tzw. głęboki przerób (z ang. ”deep cut”), dzięki któremu udało się zwiększyć ogólny poziom produkcji oraz udział frakcji ciekłej w wydobyciu, co korzystnie wpłynęło na wysokość realizowanej marży operacyjnej.

Na wszystkich obszarach kontynuowano działania proekologiczne mające na celu redukcję emisji gazów cieplarnianych i spełnienie wszystkich wymagań środowiskowych wprowadzonych przez rząd federalny Kanady i administrację prowincji Alberta, m.in. poprzez ograniczenia flarowania, przeciwdziałanie emisji metanu, regularne inspekcje i dostosowanie infrastruktury oraz modernizację urządzeń wpływających na wielkość emisji.

Ponadto prowadzono prace związane z konwersją instalacji sterujących na zasilane energią elektryczną. Z uwagi na przerwy w dostawach oraz ograniczoną dostępność urządzeń, stan zaawansowania prac na koniec 2022 roku wyniósł 90% a zadanie będzie kontynuowane w 2023 roku.

Średnia produkcja w roku 2022 wyniosła 15,6 tys. boe/d, z czego około 50% stanowiły węglowodory ciekłe tj. ropa oraz NGL, uwzględniający kondensat wydobywany głównie na obszarze Kakwa, który posiada największy udział w przychodach i zyskach z wydobycia.

Dążąc do realizacji synergii operacyjnych oraz koncentracji działań inwestycyjnych na najbardziej rentownych obszarach, ORLEN Upstream Canada aktywnie monitoruje rynek lokalny. W ciągu roku wybrane aktywa zlokalizowane w kluczowych rejonach działalności ORLEN Upstream Canada zostały poddane szczegółowej analizie techniczno-ekonomicznej. Realizując założenia Strategii Grupy ORLEN na lata 2021-2030 przeprowadził dwie niewielkie transakcje w obszarze Ferrier, obejmujące sprzedaż niezagospodarowanego obszaru oraz transakcję wymiany drugorzędnych dla OUC aktywów na sekcje z prawami do wydobycia z formacji Cardium, które systematycznie podlegają zagospodarowaniu od momentu wejścia na rynek kanadyjski.

Aktywa w Kanadzie

Źródło: Opracowanie własne.
* Główne aktywa złożowe w prowincji Alberta zostały powiększone w celu lepszej ilustracji rozkładu poszczególnych sekcji.

Na koniec 2022 roku na Szelfie Norweskim aktywnych było 39 firm poszukiwawczo-wydobywczych: 18 firm pełniło rolę operatora na koncesjach, 21 firm działało w roli partnera nie-operatora². W ostatnich latach widoczny jest spadek liczby aktywnych graczy rynkowych, co wynika z prowadzonych procesów konsolidacji aktywów (rekordową liczbę 56 firm zanotowano w roku 2013). Pozycję lidera na Szelfie Norweskim utrzymuje firma Equinor, która na koniec 2022 roku była udziałowcem w 280 koncesjach, pełniąc rolę operatora na 201 koncesjach.

Norweski Szelf Kontynentalny pozostaje atrakcyjnym obszarem aktywności firm z branży poszukiwawczo-wydobywczej z uwagi na m.in.: wysoką perspektywiczność zasobową, wciąż duży potencjał nowych odkryć ropy naftowej i gazu ziemnego, obserwowane pozytywne trendy w zakresie redukcji kosztów, poprawy efektywności i rozwoju nowych technologii, aktywny rynek transakcyjny, a także stabilne środowisko fiskalne i regulacyjne.

Źródło: Statystyki Szelfu Norweskiego na podstawie publikacji i danych Norwegian Petroleum Directorate
https://www.norskpetroleum.no/en/facts/companies-production-licence/

Działalność poszukiwawczo-wydobywcza dawnej Grupy LOTOS

Działalność poszukiwawczo-wydobywcza w Norwegii realizowana jest za pośrednictwem spółki OTOS Exploration & Production Norge AS (LOTOS Norge), z siedzibą w Stavanger.

LOTOS Norge podejmuje na bieżąco działania w celu rozwoju portfela koncesji w Norwegii. W styczniu 2023 roku, w wyniku rozstrzygnięcia rundy koncesyjnej APA 2022 (ang. Awards in Predefined Areas) w Norwegii, spółka LOTOS Norge otrzymała ofertę 20% udziału w koncesji PL1 175. Operatorem koncesji jest AkerBP (udział 50%), a trzecim partnerem DNO Norge (udział 30%). Koncesja zlokalizowana jest w obszarze realizowanego projektu NOAKA. Uwzględniając nową koncesję, portfel spółki LOTOS Norge w Norwegii zwiększy się do 36 koncesji.

W 2022 roku spółka LOTOS Norge w ramach konsorcjum wydobywała gaz ziemny i kondensat ze złóż zlokalizowanych w obszarach Heimdal i Sleipner, a także ropę naftową ze złoża Yme. Średni wolumen wydobycia zrealizowany przez spółkę LOTOS Norge w 2022 roku wyniósł 10,0 tys. boe/dzień (-9,9% r/r), co stanowiło 62% łącznego wolumenu wydobycia dawnej Grupy LOTOS.

Pozostałe rezerwy wydobywalne spółki LOTOS Norge w kategorii 2P szacowane są na 56,0 mln boe według stanu na koniec 2022 roku (w tym: 37,1 mln boe ropy naftowej oraz 19,0 mln boe gazu ziemnego), co stanowiło 63% łącznych rezerw 2P dawnej Grupy LOTOS. Znaczący wzrost rezerw 2P w stosunku do stanu na koniec 2021 roku (o 33,0 mln boe) wynika z przeklasyfikowania do rezerw 2P zasobów wydobywalnych złóż NOA/Fulla oraz Trell/Trine w związku z podjęciem na przestrzeni 2022 roku decyzji inwestycyjnych o zagospodarowaniu złóż z tych obszarów.

Równolegle do realizowanego wydobycia węglowodorów spółka LOTOS Norge prowadziła na przestrzeni 2022 roku prace związane z rozwojem nowych złóż w Norwegii. W szczególności prace te dotyczyły projektów zagospodarowania złóż Yggdrasil (dawniej NOAKA) oraz Tyrving (dawniej Trell/Trine). 

W 2023 roku ORLEN jako właściciel planuje konsolidację norweskich aktywów poszukiwawczo-wydobywczych spółek LOTOS Norge oraz PGNiG Upstream Norway. Planowany proces konsolidacji pozwoli spełnić wymogi regulacyjne i jednocześnie zrealizować szereg synergii biznesowych. Podmiot powstały po konsolidacji znajdzie się w grupie 8 największych graczy na Szelfie Norweskim.

Koncesje spółki LOTOS Exploration & Production Norge AS na 31 grudnia 2022 roku.

źródło: Spółka

Działalność poszukiwawczo-wydobywcza dawnej Grupy PGNiG.

Grupa ORLEN prowadzi działalność na Norweskim Szelfie Kontynentalnym również za pomocą spółki PGNiG Upstream Norway („PGNiG UN”), posiada udziały w koncesjach wydobywczych i poszukiwawczo-wydobywczych zlokalizowanych na morzach: Norweskim i Północnym. Wspólnie z partnerami zajmuje się ona wydobyciem węglowodorów ze złóż Skarv, Ærfugl, Ærfugl Nord, Morvin, Vilje, Vale, Gina Krog, Skogul, Kvitebjørn, Valemon, Duva, Ormen Lange, Marulk i Alve. Dodatkowo spółka uczestniczy w realizacji trzeciej fazy zagospodarowania złoża Ormen Lange oraz w zagospodarowaniu kolejnych sześciu złóż: Tommeliten Alpha, Fenris, Alve Nord, Verdande, Andvare oraz Ørn. Ponadto PGNiG UN posiada udziały w złożu Tambar Øst, z którego wydobycie zostało czasowo wstrzymane, oraz terminalu gazowym Nyhymana, gdzie dokonuje się finalnej separacji gazu przesyłanego m.in. ze złoża Ormen Lange.

Na pozostałych koncesjach realizowane są projekty poszukiwawcze i działania zmierzające do zapewnienia stabilnych, przewidywalnych i długoterminowych dostaw gazu do Polski. Obejmują one zarówno zaangażowanie w projekt budowy infrastruktury między Norwegią, a Polską (projekt Baltic Pipe), jak i potencjalne akwizycje złóż gazowych w Norwegii.

W 2022 roku z posiadanych złóż produkcyjnych spółka wydobyła 886 tys. ton ropy naftowej wraz z innymi frakcjami w przeliczeniu na tonę ekwiwalentu ropy naftowej i 34,55 TWh gazu ziemnego. Wydobycie ze złóż było wyższe (r/r) w efekcie przejęcia spółki INEOS E&P Norge w 2021 roku oraz zmiany strategii wydobycia ze złóż Skarv oraz Gina Krog, dzięki której możliwe było zwiększenie wydobycia gazu.

W 2022 roku rozpoczęto zagospodarowanie pięciu nowych złóż. Operatorem trzech z nich (Alve Nord, Ørn i Fenris) jest AkerBP. Ponadto partnerem na złożu Alve Nord jest WintershallDEA, a na złożu Ørn – Equinor. Szacowane łączne zasoby tych złóż, przypadające na PGNiG UN, to około 77 TWh gazu ziemnego oraz 19,9 mln boe ropy naftowej i kondensatu gazu ziemnego. Zaangażowanie kapitałowe spółki w realizacje projektów zagospodarowania tych złóż sięgnie 1,3 mld PLN. Eksploatacja tych złóż ruszy w 2027 roku.

Operatorem dwóch pozostałych złóż, których zagospodarowanie rozpoczęło się w 2022 roku (Verdande, Andvare) jest Equinor. Szacowane łączne zasoby tych złóż, przypadające na PGNiG UN to około 2,2 TWh gazu ziemnego oraz 0,6 mln boe ropy naftowej i kondensatu gazu ziemnego.

W sierpniu 2022 roku sfinalizowano zakup udziałów w złożu gazowym Ørn na Morzu Norweskim od Wellesley Petroleum. Jego eksploatacja zapewni Grupie ORLEN dodatkowe 3,3 TWh gazu ziemnego rocznie od 2027 roku.

Złoże Ørn jest zlokalizowane w odległości około 20 km od złoża Skarv, w którym PGNiG UN również posiada udziały. Dzięki temu możliwe jest wykorzystanie istniejącej infrastruktury wydobywczej, w tym pływającej jednostki produkcyjno-magazynującej Skarv FPSO, co pozwala skrócić czas i zmniejszyć koszty uruchomienia produkcji. W celu zwiększenia rentowności eksploatacji, PGNiG UN zastosowało takie rozwiązanie w przypadku innych posiadanych złóż znajdujących się w okolicach Skarv, tj. Ærfugl i Gråsel. Dodatkowo wykorzystanie gotowej infrastruktury umożliwi ograniczenie emisji CO₂ związanej z zagospodarowaniem złoża.

W ciągu 2022 roku nastąpił nieznaczny spadek udokumentowanych zasobów z początkowych 309 mln boe do 290 mln boe na koniec. Na spadek zasobów wpływ miało wydobycie węglowodorów w 2022 roku (26,2 mln boe) oraz wstrzymanie dalszych prac na złożu Fogelberg. Z drugiej strony dokonano pozytywnego przeszacowania zasobów na pozostałych złożach oraz zwiększono zasoby na skutek akwizycji udziałów w złożu Ørn.

W styczniu 2022 roku została rozstrzygnięta kolejna runda koncesyjna APA 2021 (Awards in Predefined Areas), w wyniku której spółka PGNiG UN otrzymała udziały w 4 koncesjach poszukiwawczych:

Wszystkie 4 koncesje są zlokalizowane w pobliżu istniejącej infrastruktury produkcyjnej i gazociągów, co ułatwia oraz przyspiesza proces ewentualnego ich zagospodarowania. Koncesje znajdują się również w bezpośrednim sąsiedztwie złóż, na których PGNiG UN jest już obecny (Skarv, Ormen Lange oraz King Lear). W przypadku komercyjnych odkryć potencjalne podłączenie ich do istniejących złóż pozwoliłoby na realizację efektu synergii, wynikającego z wygenerowania dodatkowych przychodów za wykorzystanie istniejącej infrastruktury złóż Skarv, Ormen Lange i King Lear.

Zasoby węglowodorów na Norweskim Szelfie Kontynentalnym według koncesji na koniec 2022 roku [w mln boe].

Złoża w fazie produkcji

Złoża Skarv oraz Ærfugl rozpoczęły produkcję odpowiednio w grudniu 2012 oraz 2020 roku. Obydwa złoża podłączone są do pływającej platformy Skarv FPSO, która ma założony długi okres użytkowania. Platforma stanowi atrakcyjne centrum wydobywczo-transportowe dla kolejnych odkryć w regionie.

Złoże Gina Krog to złoże ropno-gazowe, na którym produkcja rozpoczęła się w czerwcu 2017 roku. Złoże jest eksploatowane w ramach 14 odwiertów. Jego zagospodarowanie było możliwe dzięki budowie nowej platformy i wykorzystaniu pływającej jednostki o pojemności 850 tys. baryłek do magazynowania ropy naftowej, skąd, z pośrednim przeładunkiem na morzu, ropa jest dalej transportowana tankowcami. Surowy gaz przesyłany jest z kolei na platformę Sleipner, z której trafia do sieci gazociągów Gassled. Kondensat oraz NGL są przesyłane do instalacji przetwórczych w Kårstø w Norwegii. Z uwagi na wysokie ceny gazu na początku 4 kwartału 2021 roku podjęto decyzję o wstrzymaniu zatłaczania gazu do złoża i zwiększenie wydobycia gazu, co pozwala na optymalizację zysków generowanych przez projekt.

Złoże Vilje jest usytuowane w centralnej części Morza Północnego. W sąsiedztwie złoża znajdują się instalacje Alvheim oraz Heimdal. Złoże zagospodarowane jest metodą podmorską z 3 odwiertami połączonymi rurociągami z pływającą platformą Alvheim FPSO.

Złoże Vale jest złożem gazowo-kondensatowym zlokalizowanym na obszarze Morza Północnego, które zostało odkryte w 1991 roku. Pomimo przestojów w latach 2018-2020, w najbliższych latach dzięki inwestycjom w ramach platformy Heimdal zakłada się zwiększony poziom produkcji.

Złoże Morvin, odkryte w 2001 roku, jest zlokalizowane na obszarze Morza Norweskiego. Wydobycie realizowane jest poprzez dwie płyty fundamentowe zlokalizowane na dnie morza. Wspólny rurociąg łączy Morvin z platformą Åsgard B.

Złoże Skogul to złoże ropne zlokalizowane na obszarze Morza Północnego w pobliżu złoża Vilje. Plan zagospodarowania objął wykonanie odwiertu podłączonego do instalacji podmorskiej na złożu Vilje, a następnie wykorzystanie istniejącej infrastruktury, w tym platformy Alvheim FPSO. Rozpoczęcie produkcji nastąpiło w I kwartale 2020 roku.

Złoże Kvitebjørn zostało odkryte w 1994 roku, decyzja o jego zagospodarowaniu została podjęta w 2000 roku. Produkcja ze złoża rozpoczęła się z kolei w 2004 roku. Zagospodarowanie nastąpiło poprzez wybudowanie dedykowanej platformy z zainstalowaną na stałe instalacją wiertniczą. Pozwala to na wiercenie kolejnych odwiertów w ramach dalszego zagospodarowania złoża.

Złoże Valemon zostało odkryte w 1985 roku, przy czym decyzja inwestycyjna została zatwierdzona w 2011 roku. Rozpoczęcie produkcji nastąpiło w 2015 roku. Zagospodarowanie polegało na postawieniu bezobsługowej platformy z uproszczonym systemem separacji. Wstępnie odseparowana ropa naftowa i gaz są transportowane do platformy Kvitebjørn.

Złoże Duva jest złożem ropno-gazowym zlokalizowanym w północnej części Morza Północnego. Zostało odkryte w 2016 roku, decyzja inwestycyjna została podjęta w 2019 roku, a rozpoczęcie produkcji nastąpiło w sierpniu 2021 roku. Zagospodarowanie oparte jest na podwodnej płycie fundamentowej z trzema odwiertami ropnymi i jednym odwiertem gazowym, które są podłączone do platformy Gjøa. Ropa jest transportowana z platformy Gjøa przez ropociąg Troll Oil Pipeline II do terminalu Mongstad, podczas gdy gaz jest transportowany przez rurociąg będący częścią systemu Far North Liquids and Associated Gas System (FLAGS) do terminalu St Fergus w Wielkiej Brytanii.

Złoże Ærfugl Nord jest złożem kondensatowo-gazowym odkrytym w 2012 roku. Decyzja o jego zagospodarowaniu usunąć została podjęta w 2018 roku, podczas gdy produkcja rozpoczęła się w listopadzie 2021 roku. Zagospodarowanie opiera się na jednym odwiercie podłączonym za pośrednictwem gazociągu Ærfugl do Skarv FPSO. Kondensat jest wysyłany tankowcami bezpośrednio ze Skarv FPSO, podczas gdy gaz jest przesyłany do terminalu w Kårstø.

Złoże Ormen Lange jest drugim największym złożem gazowym w Norwegii zlokalizowanym w południowej części Morza Norweskiego. Zostało ono odkryte w 1997 roku, a decyzja o jego zagospodarowaniu  została podjęta w 2004 roku. Produkcja rozpoczęła się we wrześniu 2007 roku. Zagospodarowanie złoża zostało podzielone na kilka faz. W 2021 roku rozpoczęto trzecią fazę zagospodarowania polegającą na instalacji sprężarek zlokalizowanych na dnie morza, co pozwoli w przyszłości na efektywniejsze sczerpanie zasobów złoża. Węglowodory po wydobyciu są transportowanie do terminalu Nyhamna, gdzie podlegają separacji na gaz oraz kondensat.

Złoża w fazie poszukiwania / rozpoznania

Złoże Lunde jest złożem ropnym zlokalizowanym w bezpośrednim sąsiedztwie platformy Skarv FPSO. Zostało ono udokumentowane za sprawą odwiertu poszukiwawczego wykonanego w 2019 roku, którego operatorem był PGNiG UN. Na czas zagospodarowania operatorstwo zostało przekazane firmie Aker BP. Obecnie trwają prace dotyczące wyboru koncepcji zagospodarowania. Podjęcie ostatecznej decyzji inwestycyjnej przewidziane jest na 2023 rok.

Złoże Warka jest złożem ropnym zlokalizowanym w bezpośrednim sąsiedztwie platformy Skarv FPSO. Złoże zostało udokumentowane za sprawą odwiertu poszukiwawczego wykonanego w 2020 roku przez ConocoPhilips. Według wstępnych wyliczeń zasoby wydobywalne węglowodorów w złożu Warka na koncesjach PL1009/1009B wynoszą między 50 a 189 mln boe. Obecnie planowany jest odwiert rozpoznawczy, który pozwoli potwierdzić komercyjny charakter odkrycia.

Złoże Egyptian Vulture zostało odkryte w 2021 roku w okolicach złoża Tyrihans. Obecnie badana jest możliwość komercyjnego zagospodarowania złoża.

Kluczowe aktywa (poziom wydobycia i koncesje)

Działalność poszukiwawczo-wydobywcza dawnej Grupy LOTOS na Litwie realizowana jest za pośrednictwem spółki zależnej AB LOTOS Geonafta z siedzibą w Gargždai. Spółka posiada swoją własną grupę kapitałową, w skład której wchodzą następujące podmioty:

• UAB Genciu Nafta (100% należy do AB LOTOS Geonafta),
• UAB Manifoldas (100% należy do AB LOTOS Geonafta),
• UAB Minijos Nafta (50% należy do AB LOTOS Geonafta).

Średni wolumen wydobycia zrealizowany przez Grupy LOTOS Geonafta w 2022 roku wyniósł 471 boe/dzień (-7,4% r/r), co stanowiło 3% łącznego wolumenu wydobycia dawnej Grupy LOTOS. Wydobycie prowadzono na lądowych złożach ropy naftowej zlokalizowanych w obrębie bloków koncesyjnych: Girkaliai, Genciai, Kretinga, Nausodis, Klaipeda, Gargždai. Pozostałe rezerwy wydobywalne Grupy LOTOS Geonafta w kategorii 2P szacowane są na 1,3 mln boe według stanu na koniec 2022 roku (100% ropa naftowa), co stanowiło 1% łącznych rezerw 2P dawnej Grupy LOTOS.

Wydobycie prowadzono na lądowych złożach ropy naftowej zlokalizowanych w obrębie bloków koncesyjnych: Girkaliai, Genciai, Kretinga, Nausodis, Klaipeda, Gargždai. Pozostałe rezerwy wydobywalne Grupy LOTOS Geonafta w kategorii 2P szacowane są na 1,3 mln boe według stanu na koniec 2022 roku (100% ropa naftowa), co stanowiło 1% łącznych rezerw 2P dawnej Grupy LOTOS.

Koncesje Grupy Kapitałowej AB LOTOS Geonafta na 31 grudnia 2022 roku.

Źródło: Spółka.

Ukraina

W 2021 roku PGNiG podpisał z ERU Management Services umowę na zakup pakietu kontrolnego 85% udziałów w ukraińskiej spółce Karpatgazvydobuvannya, będącej wyłącznym właścicielem koncesji Byblivska zlokalizowanej na Zachodniej Ukrainie przy granicy z Polską. Karpatgazvydobuvannya posiada koncesję na poszukiwanie i wydobycie węglowodorów w zachodniej części obwodu lwowskiego. Pod względem budowy geologicznej obszar ten jest zbliżony do struktur złoża Przemyśl – największego złoża gazu ziemnego w Polsce, które PGNiG eksploatuje od ponad 60 lat. Na atrakcyjność i potencjał tego obszaru wskazują wstępne analizy danych geologiczno-geofizycznych.

W roku 2022 łączna sprzedaż na rynkach obsługiwanych przez Grupę ORLEN Upstream osiągnęła poziom 681 tys. ton i była o 2% (r/r). Miało to miejsce głównie w wyniku połączenia z Grupą LOTOS i PGNiG oraz w efekcie zagospodarowania kolejnych złóż węglowodorów i uruchomienia produkcji energii elektrycznej z wydobytego gazu ziemnego. Ponadto powyższe czynniki oraz korzystna sytuacja makroekonomiczna wpłynęły na wzrost przychodów ze sprzedaży w segmencie o 77% (r/r).

Sprzedaż wolumenowa Grupy ORLEN w segmencie Wydobycie [mln PLN/ tys. ton].

Wzrost wolumenów sprzedaży Grupy ORLEN na rynku polskim wynika przede wszystkim z uwzględnienia w konsolidacji wolumenów sprzedanych przez spółki dawnej Grupy LOTOS oraz PGNiG.

Podstawowe produkty oferowane na rynku w Polsce obejmują ropę naftową oraz gaz ziemny wysokometanowy i zaazotowany. Część wydobywanego gazu zaazotowanego podlega dalszemu przetworzeniu na gaz wysokometanowy w zakładach w Odolanowie oraz Grodzisku Wielkopolskim, gdzie uzyskuje się również m.in. LNG, gazowy i ciekły hel oraz ciekły azot. Ponadto w wyniku procesu oczyszczania ropy naftowej pod kątem osiągniecia parametrów handlowych uzyskiwana jest siarka i mieszanina propan-butan.

Sprzedaż wolumenowa Grupy ORLEN w segmencie Wydobycie w Polsce [tys. ton].

Na rynku norweskim w 2022 roku surowce sprzedawano bezpośrednio ze złóż do spółek Shell International Trading and Shipping Company Ltd. (ze złóż Skarv Unit, Vilje, Vale, Skogul, Kvitebjørn, Valemon, Ærfugl Nord i Gina Krog), Equinor AS (ze złóż Alve, Marulk i Ormen Lange) oraz TOTSA Total Oil Trading S.A. (ze złoża Morvin). Ponadto gaz ziemny pochodzący ze złóż Heimdal i Sleipner był sprzedawany do odbiorców w Wielkiej Brytanii, w Niemczech i Holandii.

Sprzedaż wolumenowa Grupy ORLEN w segmencie Wydobycie w Norwegii [tys. ton].

Na rynku kanadyjskim sprzedaż Grupy ORLEN wyniosła 625 tys. ton i była nieznacznie wyższa w stosunku do roku ubiegłego.

Sprzedaż wolumenowa Grupy ORLEN w segmencie Wydobycie w Kanadzie [tys. ton].

Grupa ORLEN w 2022 roku w ramach segmentu Wydobycia prowadziła również działalność usługową poprzez spółki Geofizyka Toruń oraz EXALO Drilling.

Geofizyka Toruń jest dostawcą innowacyjnych rozwiązań geofizycznych, geotechnicznych, geologicznych i hydrogeologicznych w zakresie badania budowy geologicznej na potrzeby sektora mulitenergetycznego i odnawialnych źródeł energii (OZE) w kraju oraz zagranicą.

W 2022 roku spółka realizowała zadania w zakresie następujących usług:

• akwizycji danych sejsmicznych w Polsce, Albanii, Chorwacji, Gruzji, Kolumbii, Mozambiku, Niemczech, Turcji, Węgrzech oraz Zjednoczonych Emiratach Arabskich;
• przetwarzania i interpretacji danych sejsmicznych dla kontrahentów z Polski, Australii, Holandii, Kolumbii, Niemiec, Norwegii, Pakistanu, Rwandy, Szwajcarii, Ukrainy oraz Węgier;
• geofizyki otworowej w Polsce oraz interpretacji pomiarów geofizyki otworowej dla kontrahentów z Polski, Norwegii i Ukrainy;
• geotechnicznych, geologicznych i hydrogeologicznych oraz geofizyki inżynierskiej w Polsce – na lądzie, jak i na Morzu Bałtyckim.

W związku ze swoją podstawową działalnością prowadziła również prace badawczo-rozwojowe i przedsięwzięcia innowacyjne na potrzeby sektora multienergetycznego i OZE. Wdrożono m.in. technologię rozpoznania budowy dna morskiego oraz inteligentne zarządzanie energią w spółce z wykorzystaniem OZE. Realizowano także inne przedsięwzięcia innowacyjne, m.in. kamerę otworową wysokiej rozdzielczości FullHD do pomiarów inspekcyjnych w otworach wiertniczych.

W 2022 roku spółka Geofizyka Toruń wykonała w Polsce na zlecenie Oddziału Geologii i Eksploatacji PGNiG 879,2 km² sejsmiki 3D. W całym 2022 roku spółka wykonała 595 km sejsmiki 2D oraz około 1 844 km² sejsmiki 3D.

Należąca do Grupy ORLEN spółka EXALO Drilling świadczy usługi z zakresu prac wiertniczych oraz serwisowych, zarówno dla Grupy ORLEN, jak i na rzecz podmiotów zewnętrznych. Spółka jest jednym z wiodących europejskich przedsiębiorstw z sektora wierceń lądowych. W swoim portfelu usług posiada pełny zakres profesjonalnych serwisów otworowych.

Do najważniejszych kontraktów realizowanych w 2022 roku należały m.in.:

• na rzecz Grupy ORLEN: obsługa zakupionego urządzenia wiertniczego klasy 2 000 KM, usługi serwisowe, usługi w zakresie wiercenia oraz robót górniczych, zlecenia dla Oddziału ORLEN w Pakistanie i Zjednoczonych Emiratach Arabskich;
• na rzecz podmiotów zewnętrznych w Polsce: wiercenie czterech otworów geotermalnych Koło GT-2, Dźwirzyno HASTON GT-1, Dźwirzyno HASTON GT-2K, Chochołów GT-1, wykonanie otworu „IGNACY” w celu ujęcia wód leczniczych w Ciężkowicach, zapewnienie urządzeń wiertniczych wraz z personelem i wybranymi serwisami wiertniczymi dla Przedsiębiorstwa Budowy Kopalń PeBeKa S.A.;
• na rzecz podmiotów zewnętrznych za granicą: wykonanie odwiertów lub rekonstrukcji otworów dla kontrahentów w Pakistanie, Tanzanii, Zimbabwe, Austrii, Ukrainie i Czechach.

Usługi logistyki morskiej w obszarze Morza Bałtyckiego realizowane są przez spółki z Grupy Kapitałowej Miliana Shipholding Company Limited. Usługi te obejmują m.in.: odbiór i magazynowanie ropy naftowej w rejonie wydobycia, transport ropy naftowej ze złoża do portu, asystę ratowniczą dla platform, transporty personelu, sprzętu i materiałów w ramach obsługi bieżącej procesów oraz prac prowadzonych na platformach, a także prace specjalistyczne związane z wymianą infrastruktury na eksploatowanych złożach.

Wydobycie ropy naftowej i współwystępującego gazu ziemnego ze złoża B3 realizowane jest w ramach Grupy exLOTOS Petrobaltic i odbywa się przy pomocy platformy produkcyjnej Baltic Beta oraz platformy bezzałogowej PG-1. Wydobyta ropa naftowa jest transportowana tankowcem lub zbiornikowcem do portu i w całości sprzedawana do ORLEN S.A. Wydobyty gaz ziemny jest przesyłany rurociągiem podwodnym o długości ponad 80 km do Elektrociepłowni Energobaltic we Władysławowie, stanowiącej własność Energobaltic Sp. z o.o. (spółka w 100% zależna od LOTOS Petrobaltic).

W 2022 roku flota statków obsługujących złoża B3 i B8 została powiększona o nowy statek typu AHTS (Anchor handling tug / supply vessel – statek do pracy przy instalacjach offshore polegających na obsłudze kotwic, holowaniu i dostarczaniu zaopatrzenia). Zakupiony poprzez spółkę z Grupy Miliana statek rozpoczął usługi w maju 2022 roku.

W 2022 roku Zespół Oddziałów PGNiG ORLEN kontynuował swoją dotychczasową politykę sprzedażową dostarczając ropę oraz gaz do największych podmiotów sektora paliwowego w Polsce i za granicą.

Dostawy ropy naftowej w Polsce są realizowane poprzez kolej, transport samochodowy i rurociąg. Za pomocą transportu kolejowego surowiec jest dostarczany do rafinerii ORLEN Południe w Trzebini oraz do Rafinerii Gdańskiej, a w przypadku transportu samochodowego do rafinerii ORLEN Południe w Jedliczach. Dostawy ropy są realizowane również z wykorzystaniem rurociągu PERN do firmy TOTSA TOTAL ENERGIES TRADING S.A.

W ramach infrastruktury wykorzystywane są również dwa podziemne magazyny gazu zaazotowanego (PMG Daszewo i PMG Bonikowo), których łączna pojemność czynna wynosi 250 mln m³. Głównymi zadaniami magazynów jest regulowanie pracy systemu gazu zaazotowanego oraz zagospodarowanie gazu z kopalń gazu zaazotowanego.

W przypadku działalności w Norwegii w 2022 roku ropa naftowa i gaz ziemny były przesyłane gazociągiem głównie do Niemiec, skąd odbierane były przez należącą do Grupy ORLEN spółkę PGNiG Supply & Trading.