259400VVMM70CQREJT742022-01-012022-12-31iso4217:PLNxbrli:sharesiso4217:PLN259400VVMM70CQREJT742021-01-012021-12-31259400VVMM70CQREJT742022-12-31259400VVMM70CQREJT742021-12-31259400VVMM70CQREJT742021-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember259400VVMM70CQREJT742021-12-31ifrs-full:SharePremiumMember259400VVMM70CQREJT742021-12-31ifrs-full:TreasurySharesMember259400VVMM70CQREJT742021-12-31polskikoncernnaftowy:ReserveOfHedgeAccountingMember259400VVMM70CQREJT742021-12-31polskikoncernnaftowy:RevaluationReserveMember259400VVMM70CQREJT742021-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember259400VVMM70CQREJT742021-12-31ifrs-full:RetainedEarningsMember259400VVMM70CQREJT742021-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember259400VVMM70CQREJT742021-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember259400VVMM70CQREJT742022-01-012022-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember259400VVMM70CQREJT742022-01-012022-12-31ifrs-full:SharePremiumMember259400VVMM70CQREJT742022-01-012022-12-31ifrs-full:TreasurySharesMember259400VVMM70CQREJT742022-01-012022-12-31polskikoncernnaftowy:ReserveOfHedgeAccountingMember259400VVMM70CQREJT742022-01-012022-12-31polskikoncernnaftowy:RevaluationReserveMember259400VVMM70CQREJT742022-01-012022-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember259400VVMM70CQREJT742022-01-012022-12-31ifrs-full:RetainedEarningsMember259400VVMM70CQREJT742022-01-012022-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember259400VVMM70CQREJT742022-01-012022-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember259400VVMM70CQREJT742022-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember259400VVMM70CQREJT742022-12-31ifrs-full:SharePremiumMember259400VVMM70CQREJT742022-12-31ifrs-full:TreasurySharesMember259400VVMM70CQREJT742022-12-31polskikoncernnaftowy:ReserveOfHedgeAccountingMember259400VVMM70CQREJT742022-12-31polskikoncernnaftowy:RevaluationReserveMember259400VVMM70CQREJT742022-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember259400VVMM70CQREJT742022-12-31ifrs-full:RetainedEarningsMember259400VVMM70CQREJT742022-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember259400VVMM70CQREJT742022-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember259400VVMM70CQREJT742020-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember259400VVMM70CQREJT742020-12-31ifrs-full:SharePremiumMember259400VVMM70CQREJT742020-12-31ifrs-full:TreasurySharesMember259400VVMM70CQREJT742020-12-31polskikoncernnaftowy:ReserveOfHedgeAccountingMember259400VVMM70CQREJT742020-12-31polskikoncernnaftowy:RevaluationReserveMember259400VVMM70CQREJT742020-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember259400VVMM70CQREJT742020-12-31ifrs-full:RetainedEarningsMember259400VVMM70CQREJT742020-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember259400VVMM70CQREJT742020-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember259400VVMM70CQREJT742020-12-31259400VVMM70CQREJT742021-01-012021-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember259400VVMM70CQREJT742021-01-012021-12-31ifrs-full:SharePremiumMember259400VVMM70CQREJT742021-01-012021-12-31ifrs-full:TreasurySharesMember259400VVMM70CQREJT742021-01-012021-12-31polskikoncernnaftowy:ReserveOfHedgeAccountingMember259400VVMM70CQREJT742021-01-012021-12-31polskikoncernnaftowy:RevaluationReserveMember259400VVMM70CQREJT742021-01-012021-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember259400VVMM70CQREJT742021-01-012021-12-31ifrs-full:RetainedEarningsMember259400VVMM70CQREJT742021-01-012021-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember259400VVMM70CQREJT742021-01-012021-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022
2 / 141
WYBRANE DANE ZA 2022 ROK
GRUPA ORLEN
 EBITDA 48 009 mln PLN
 EBIT 41 093 mln PLN
 Zysk netto 33 630 mln PLN
 Aktywa 272 327 mln PLN
 CAPEX 19 728 mln PLN
 Kapitał własny 136 959 mln PLN
 Kapitał własny przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej
135 948 mln PLN
 Liczba akcji 1 160 942 049
 Kapitał własny na 1 akcję 117,97 PLN
 Kapitał własny na 1 akcję przypadający akcjonariuszom jednostki
dominującej 117,10 PLN
 Wypłata dywidendy za rok 2021: 1 497 mln PLN / 3,5 PLN na akcję
 Dług netto (2 258) mln PLN
 Dług netto/EBITDA (0,08)
RAFINERIA
PETROCHEMIA
 Przychody ze sprzedaży 187 428 mln PLN
 EBITDA 20 618 mln PLN
 EBIT 19 035 mln PLN
 Aktywa 73 034 mln PLN
 CAPEX 4 333 mln PLN
 Przychody ze sprzedaży 30 174 mln PLN
 EBITDA 3 280 mln PLN
 EBIT 2 176 mln PLN
 Aktywa 23 809 mln PLN
 CAPEX 5 065 mln PLN
ENERGETYKA
DETAL
 Przychody ze sprzedaży 34 801 mln PLN
 EBITDA 4 044 mln PLN
 EBIT 2 300 mln PLN
 Aktywa 47 487 mln PLN
 CAPEX 4 368 mln PLN
 Przychody ze sprzedaży 65 504 mln PLN
 EBITDA 2 787 mln PLN
 EBIT 1 921 mln PLN
 Aktywa 14 539 mln PLN
CAPEX 1 409 mln PLN
WYDOBYCIE
GAZ
 Przychody ze sprzedaży 29 651 mln PLN
 EBITDA (1 971) mln PLN
 EBIT (2 276) mln PLN
 Aktywa 70 314 mln PLN
 CAPEX 1 815 mln PLN
 Przychody ze sprzedaży 8 469 mln PLN
 EBITDA 6 595 mln PLN
 EBIT 5 607 mln PLN
 Aktywa 37 547 mln PLN
 CAPEX 2 253 mln PLN
EBIT - zysk/(strata) z działalności operacyjnej
EBITDA - zysk/(strata) z działalności operacyjnej powiększony o amortyzację
EBITDA przed odpisami aktualizującymi netto – EBITDA przed uwzględnieniem odpisów aktualizujących (odwrócenie/utworzenie odpisów aktualizujących wartość rzeczowych aktywów
trwałych, wartości niematerialnych, pozostałych składników majątku trwałego oraz aktywów trwałych przeznaczonych do sprzedaży)
CAPEX- zwiększenie rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, nieruchomości inwestycyjnych oraz aktywów z tytułu praw do użytkowania wraz z kapitalizacją kosztów
finansowania zewnętrznego oraz zmniejszenie z tytułu otrzymanych/należnych kar za nieterminowe wykonanie kontraktu
Dług netto: długoterminowe i krótkoterminowe kredyty, pożyczki, obligacje pomniejszone o środki pieniężne oraz lokaty krótkoterminowe
Dług netto/EBITDA - dług netto do EBITDA przed odpisami aktualizującymi netto, skorygowany o wyłączenia zgodnie z definicjami poszczególnych składników z umów kredytowych.
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022
3 / 141
SPIS TREŚCI
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z ZYSKÓW LUB STRAT I INNYCH CAŁKOWITYCH DOCHODÓW ........................ 5
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z SYTUACJI FINANSOWEJ ....................................................................................... 6
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE ZE ZMIAN W KAPITALE WŁASNYM ......................................................................... 7
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z PRZEPŁYWÓW PIENIĘŻNYCH .............................................................................. 8
PODSTAWOWE INFORMACJE .................................................................................................................................................... 9
1. PODSTAWOWA DZIAŁALNOŚĆ GRUPY ORLEN ................................................................................................................................................... 9
2. PODSTAWA SPORZĄDZENIA SKONSOLIDOWANEGO SPRAWOZDANIA FINANSOWEGO ............................................................................. 9
3. WALUTA FUNKCJONALNA I WALUTA PREZENTACJI SPRAWOZDAŃ FINANSOWYCH ORAZ ZASADY PRZELICZENIA DANYCH
FINANSOWYCH DLA CELÓW KONSOLIDACJI ..................................................................................................................................................... 10
4. POLITYKA RACHUNKOWOŚCI ............................................................................................................................................................................... 10
4.1. Zasady rachunkowości .............................................................................................................................................................................................................................. 10
4.2. Przekształcenie danych porównawczych .............................................................................................................................................................................................. 11
4.3. Zmiany klimatu i transformacja energetyczna oraz ich wpływ na stosowane zasady rachunkowości ....................................................................................... 11
5. WPŁYW ZMIAN STANDARDÓW MSSF NA SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN .............................................. 13
6. RÓŻNICE POMIĘDZY DANYMI UJAWNIONYMI W NINIEJSZYM SKONSOLIDOWANYM SPRAWOZDANIU FINANSOWYM A
OPUBLIKOWANYM SKONSOLIDOWANYM RAPORCIE KWARTALNYM ZA IV KWARTAŁ 2022 .................................................................... 17
7. STRUKTURA GRUPY ORLEN ORAZ JEJ ZMIANY ................................................................................................................................................ 19
7.1. Struktura Grupy ........................................................................................................................................................................................................................................... 19
7.2. Zmiany w strukturze udziałowej Grupy ORLEN od 1 stycznia do 31 grudnia 2022....................................................................................................................... 23
7.3. Rozliczenie transakcji nabycia akcji i udziałów zgodnie z MSSF 3 Połączenia jednostek ............................................................................................................ 23
7.4. Zmiana struktury udziałowej w spółce Rafineria Gdańska ................................................................................................................................................................. 34
7.5. Zmiany w strukturze Grupy ORLEN po zakończeniu okresu sprawozdawczego.......................................................................................................................... 35
SYTUACJA FINANSOWA GRUPY ............................................................................................................................................. 36
8. WPŁYW KONFLIKTU ZBROJNEGO W UKRAINIE NA DZIAŁALNOŚĆ OPERACYJNĄ I FINANSOWĄ GRUPY .............................................. 36
9. WYNIKI FINANSOWE I OPERACYJNE ................................................................................................................................................................... 38
DANE SEGMENTOWE ................................................................................................................................................................ 41
10. SEGMENTY DZIAŁALNOŚCI ................................................................................................................................................................................... 41
11. PRZYCHODY, KOSZTY, WYNIKI FINANSOWE, ZWIĘKSZENIA AKTYWÓW TRWAŁYCH ................................................................................ 42
12. AKTYWA W PODZIALE NA SEGMENTY OPERACYJNE I OBSZARY GEOGRAFICZNE ................................................................................... 43
12.1. Aktywa w podziale na segmenty operacyjne ........................................................................................................................................................................................ 43
12.2. Aktywa trwałe w podziale na obszary geograficzne ............................................................................................................................................................................. 43
NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SKONSOLIDOWANEGO SPRAWOZDANIA FINANSOWEGO ................................................... 44
13. NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SPRAWOZDANIA Z ZYSKÓW LUB STRAT I INNYCH CAŁKOWITYCH DOCHODÓW ........................................ 44
13.1. Przychody ze sprzedaży ........................................................................................................................................................................................................................... 44
13.2. Przychody ze sprzedaży według segmentów operacyjnych w podziale na asortymenty ............................................................................................................. 46
13.3. Podział geograficzny przychodów ze sprzedaży - zaprezentowany według kraju siedziby zleceniodawcy.............................................................................. 47
13.4. Przychody z tytułu umów z klientami według kryterium rodzaju umowy .......................................................................................................................................... 47
13.5. Przychody z tytułu umów z klientami według terminu przekazania ................................................................................................................................................... 47
13.6. Przychody z tytułu umów z klientami według okresu obowiązywania umowy ................................................................................................................................ 48
13.7. Przychody z tytułu umów z klientami według kanałów sprzedaży .................................................................................................................................................... 48
13.8. Rekompensaty do cen energii i gazu...................................................................................................................................................................................................... 49
13.9. Koszty ........................................................................................................................................................................................................................................................... 49
13.10. Pozostałe przychody operacyjne ............................................................................................................................................................................................................. 51
13.11. Pozostałe koszty operacyjne .................................................................................................................................................................................................................... 51
13.12. Przychody i koszty finansowe .................................................................................................................................................................................................................. 53
13.13. (Strata)/odwrócenie straty z tytułu utraty wartości należności handlowych oraz wartości pożyczek i odsetek od należności handlowych ........................ 53
13.14. Podatek dochodowy .................................................................................................................................................................................................................................. 54
14. NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SPRAWOZDANIA Z SYTUACJI FINANSOWEJ ....................................................................................................... 58
14.1. Rzeczowe aktywa trwałe ........................................................................................................................................................................................................................... 58
14.2. Wartości niematerialne oraz wartość firmy ............................................................................................................................................................................................ 61
14.3. Inwestycje w jednostkach współkontrolowanych i stowarzyszonych ................................................................................................................................................ 63
14.4. Utrata wartości rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, wartości firmy i aktywów z tytułu praw do użytkowania..................................... 69
14.5. Kapitał pracujący netto............................................................................................................................................................................................................................... 83
14.6. Środki pieniężne ......................................................................................................................................................................................................................................... 87
14.7. Kredyty, pożyczki i obligacje ..................................................................................................................................................................................................................... 88
14.8. Dług netto i zarządzanie kapitałem.......................................................................................................................................................................................................... 91
14.9. Kapitał własny ............................................................................................................................................................................................................................................. 92
14.10. Instrumenty pochodne oraz pozostałe aktywa i zobowiązania .......................................................................................................................................................... 95
14.11. Rezerwy ....................................................................................................................................................................................................................................................... 97
15. NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SPRAWOZDANIA Z PRZEPŁYWÓW PIENIĘŻNYCH ............................................................................................ 102
15.1. Zysk/(Strata) z tytułu różnic kursowych ................................................................................................................................................................................................ 102
15.2. Odsetki netto ............................................................................................................................................................................................................................................. 102
15.3. (Zysk)/Strata na działalności inwestycyjnej .......................................................................................................................................................................................... 102
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022
4 / 141
15.4. Zmiana stanu rezerw ............................................................................................................................................................................................................................... 102
15.5. Pozostałe korekty ..................................................................................................................................................................................................................................... 102
15.6. Podatek dochodowy (zapłacony) .......................................................................................................................................................................................................... 103
15.7. Wpływy ze sprzedaży akcji/udziałów w związku z realizacją Środków Zaradczych oraz zbycie 30% udziałów w Rafinerii Gdańskiej ............................. 103
15.8. Dywidendy ................................................................................................................................................................................................................................................. 103
16. NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO INSTRUMENTÓW FINANSOWYCH ORAZ RYZYKA FINANSOWEGO ................................................................ 104
16.1. Kategorie i klasy instrumentów finansowych ....................................................................................................................................................................................... 106
16.2. Pozycje dochodów, kosztów, zysków lub strat i innych całkowitych dochodów ........................................................................................................................... 107
16.3. Ustalanie wartości godziwej .................................................................................................................................................................................................................... 107
16.4. Rachunkowość zabezpieczeń ............................................................................................................................................................................................................... 108
16.5. Identyfikacja ryzyka .................................................................................................................................................................................................................................. 115
17. POZOSTAŁE NOTY OBJAŚNIAJĄCE ................................................................................................................................................................... 124
17.1. Posiadane koncesje ................................................................................................................................................................................................................................. 124
17.2. Leasing ....................................................................................................................................................................................................................................................... 124
17.3. Poniesione nakłady inwestycyjne oraz przyszłe zobowiązania z tytułu podpisanych kontraktów inwestycyjnych ................................................................. 128
17.4. Aktywa i zobowiązania warunkowe ...................................................................................................................................................................................................... 128
17.5. Zabezpieczenia akcyzowe...................................................................................................................................................................................................................... 135
17.6. Transakcje z podmiotami powiązanymi ............................................................................................................................................................................................... 135
17.7. Wynagrodzenie wynikające z umowy z podmiotem uprawnionym do badania sprawozdań finansowych ............................................................................ 137
18. WYDARZENIA PO ZAKOŃCZENIU OKRESU SPRAWOZDAWCZEGO.............................................................................................................. 138
18.1. Zakup części aktywów petrochemicznych ........................................................................................................................................................................................... 138
18.2. Transakcja nabycia spółki REMAQ s.r.o .............................................................................................................................................................................................. 138
18.3. Pomoc dla sektorów energochłonnych ................................................................................................................................................................................................ 139
18.4. Istotne finansowania bankowe ............................................................................................................................................................................................................... 140
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 5 / 141
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z ZYSKÓW LUB STRAT I INNYCH CAŁKOWITYCH DOCHODÓW
NOTA
2021
Przychody ze sprzedaży
11, 13.1, 13.2, 13.3
131 341
Koszt własny sprzedaży
13.9
(110 789)
Zysk brutto ze sprzedaży
20 552
Koszty sprzedaży
(8 507)
Koszty ogólnego zarządu
(2 615)
Pozostałe przychody operacyjne, w tym:
13.10
7 911
zysk z tytułu okazyjnego nabycia Grupy LOTOS i Grupy PGNiG
7.3
-
Pozostałe koszty operacyjne
13.11
(3 998)
(Strata) z tytułu utraty wartości należności handlowych
13.13
(86)
Udział w wyniku finansowym jednostek wycenianych metodą praw własności
14.3
613
Zysk z działalności operacyjnej
13 870
Przychody finansowe
13.12.1
789
Koszty finansowe
13.12.2
(968)
Przychody i koszty finansowe netto
(179)
(Strata) z tytułu utraty wartości pożyczek i odsetek od należności handlowych
13.13
(8)
Zysk przed opodatkowaniem
13 683
Podatek dochodowy
13.14
(2 495)
Zysk netto
11 188
Inne całkowite dochody:
które nie zostaną następnie przeklasyfikowane na zyski lub straty
119
wycena nieruchomości inwestycyjnych do wartości godziwej na
moment przeklasyfikowania
16
zyski i straty aktuarialne
14.11.2
124
zyski i straty z tytułu inwestycji w instrumenty kapitałowe
wyceniane w wartości godziwej przez inne całkowite
dochody
6
podatek odroczony
(27)
które zostaną przeklasyfikowane na zyski lub straty
353
instrumenty pochodne zabezpieczające przepływy pieniężne
16.4
137
koszty zabezpieczenia
16.4
(650)
różnice kursowe z przeliczenia jednostek działających
za granicą
766
udział w innych całkowitych dochodach w jednostkach
wycenianych metodą praw własności
1
podatek odroczony
99
472
Całkowite dochody netto
11 660
Zysk netto przypadający na
11 188
akcjonariuszy jednostki dominującej
11 122
akcjonariuszy/udziałowców niekontrolujących
66
Całkowite dochody netto przypadające na
11 660
akcjonariuszy jednostki dominującej
11 587
akcjonariuszy/udziałowców niekontrolujących
73
Zysk netto na jedną akcję przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej (w PLN na
akcję)
podstawowy
26,00
rozwodniony
26,00
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 6 / 141
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z SYTUACJI FINANSOWEJ
NOTA
31/12/2022
31/12/2021
AKTYWA
Aktywa trwałe
Rzeczowe aktywa trwałe
14.1
118 844
55 379
Wartości niematerialne oraz wartość firmy
14.2
10 861
4 829
Aktywa z tytułu praw do użytkowania
17.2.1
10 262
5 586
Inwestycje wyceniane metodą praw własności
14.3
3 442
1 125
Aktywa z tytułu podatku odroczonego
13.14.2
4 154
718
Instrumenty pochodne
14.10.1
1 505
343
Pozostałe aktywa
14.10.1
4 049
726
153 117
68 706
Aktywa obrotowe
Zapasy
14.5.1
45 127
18 410
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności
14.5.2
37 905
15 041
Należności z tytułu podatku dochodowego
1 036
129
Środki pieniężne
14.6
21 456
2 896
Instrumenty pochodne
14.10.1
3 359
1 149
Aktywa przeznaczone do sprzedaży
17
-
Pozostałe aktywa
14.10.1
10 310
423
119 210
38 048
Aktywa razem
272 327
106 754
PASYWA
KAPITAŁ WŁASNY
Kapitał podstawowy
14.9.1
1 974
1 058
Kapitał z emisji akcji powyżej ich wartości nominalnej
14.9.2
46 405
1 227
Akcje własne
14.9.3
(2)
-
Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń
16.4
5 005
(430)
Kapitał z aktualizacji wyceny
(5)
(20)
Różnice kursowe z przeliczenia jednostek działających za granicą
2 684
2 111
Zyski zatrzymane
14.9.4
79 887
47 761
Kapitał własny przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej
135 948
51 707
Kapitał własny przypadający udziałom niekontrolującym
14.9.5
1 011
871
Kapitał własny razem
136 959
52 578
ZOBOWIĄZANIA
Zobowiązania długoterminowe
Kredyty, pożyczki i obligacje
14.7
11 973
13 742
Rezerwy
14.11
8 079
1 905
Zobowiązania z tytułu podatku odroczonego
13.14.2
7 279
2 060
Instrumenty pochodne
14.10.2
4 613
705
Zobowiązania z tytułu leasingu
17.2.1
8 842
4 876
Pozostałe zobowiązania
14.10.2
745
595
41 531
23 883
Zobowiązania krótkoterminowe
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
14.5.3
40 257
19 811
Zobowiązania z tytułu leasingu
17.2.1
1 422
679
Zobowiązania z tytułu umów z klientami
14.5.4
2 644
719
Kredyty, pożyczki i obligacje
14.7
7 252
1 429
Rezerwy
14.11
12 817
6 201
Zobowiązania z tytułu podatku dochodowego
14 604
855
Instrumenty pochodne
14.10.2
12 839
461
Pozostałe zobowiązania
14.10.2
2 002
138
93 837
30 293
Zobowiązania razem
135 368
54 176
Pasywa razem
272 327
106 754
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 7 / 141
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE ZE ZMIAN W KAPITALE WŁASNYM
Kapitał własny przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej
Kapitał
własny
razem
Kapitał
podstawowy
Kapitał z
emisji akcji
powyżej ich
wartości
nominalnej
Akcje
własne
Kapitał z
tytułu
stosowania
rachunkowości
zabezpieczeń
Kapitał
z
aktualizacji
wyceny
Różnice
kursowe z
przeliczenia
jednostek
działających
za granicą
Zyski
zatrzymane
Razem
Kapitał własny
przypadający
udziałom
niekontrolującym
NOTA
14.9.1
14.9.2
14.9.3
16.4
14.9.4
14.9.5
01/01/2022
1 058
1 227
-
(430)
(20)
2 111
47 761
51 707
871
52 578
Zysk netto
-
-
-
-
-
-
33 488
33 488
142
33 630
Składniki innych całkowitych
dochodów
-
-
-
5 435
15
573
130
6 153
4
6 157
Całkowite dochody netto
-
-
-
5 435
15
573
33 618
39 641
146
39 787
Zmiana struktury udziałowej
-
-
-
-
-
-
5
5
(5)
-
Dywidendy
-
-
-
-
-
-
(1 497)
(1 497)
(3)
(1 500)
Emisja akcji połączeniowych
916
45 178
(2)
-
-
-
-
46 092
-
46 092
Pozostałe
-
-
-
-
-
-
-
-
2
2
31/12/2022
1 974
46 405
(2)
5 005
(5)
2 684
79 887
135 948
1 011
136 959
(niebadane)
01/01/2021
1 058
1 227
-
(16)
(37)
1 328
38 036
41 596
793
42 389
Zysk netto
-
-
-
-
-
-
11 122
11 122
66
11 188
Składniki innych całkowitych
dochodów
-
-
-
(414)
17
766
96
465
7
472
Całkowite dochody netto
-
-
-
(414)
17
766
11 218
11 587
73
11 660
Likwidacja spółki
-
-
-
-
-
17
-
17
(3)
14
Nabycie spółki
-
-
-
-
-
-
-
-
9
9
Umorzenie zobowiązań do
wypłaty dywidendy
udziałowców
mniejszościowych ORLEN
Unipetrol
-
-
-
-
-
-
4
4
-
4
Dywidendy
-
-
-
-
-
-
(1 497)
(1 497)
(1)
(1 498)
31/12/2021
1 058
1 227
-
(430)
(20)
2 111
47 761
51 707
871
52 578
(niebadane)
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 8 / 141
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z PRZEPŁYWÓW PIENIĘŻNYCH
NOTA
2022
2021
(dane przekształcone)
Przepływy pieniężne z działalności operacyjnej
Zysk przed opodatkowaniem
40 593
13 683
Korekty o pozycje:
Udział w wyniku finansowym jednostek wycenianych metodą praw własności
14.3
(284)
(613)
Amortyzacja
13.9.2
6 916
5 341
(Zysk) z tytułu różnic kursowych
15.1
(178)
(152)
Odsetki netto
15.2
700
431
Dywidendy
13.12.1
(61)
(3)
(Zysk) na działalności inwestycyjnej
15.3
(7 379)
(995)
Zmiana stanu rezerw
15.4
9 451
6 099
Zmiana stanu kapitału pracującego
14.5
(11 302)
(4 442)
zapasy
43
(5 769)
należności
(9 652)
(3 790)
zobowiązania
(1 693)
5 117
Pozostałe korekty
15.5
(2 428)
(3 076)
Podatek dochodowy (zapłacony)
15.6
(5 077)
(1 194)
Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej
30 951
#
15 079
Przepływy pieniężne z działalności inwestycyjnej
Nabycie składników rzeczowego majątku trwałego,
wartości niematerialnych i aktywów z tytułu praw do użytkowania
(20 216)
(11 225)
Nabycie akcji/udziałów pomniejszone o środki pieniężne
(920)
(772)
Wpływy ze sprzedaży akcji/udziałów w związku z realizacją Środków Zaradczych oraz
zbycie 30% udziałów w Rafinerii Gdańskiej
15.7
4 579
-
Nabycie aktywów finansowych w ORLEN VC
(72)
-
Sprzedaż składników rzeczowego majątku trwałego,
wartości niematerialnych i aktywów z tytułu praw do użytkowania
103
95
Zmiana struktury właścicielskiej w Baltic Power
-
(35)
Dywidendy otrzymane
451
325
Wpływy netto z tytułu pożyczek
27
2
Środki pieniężne na dzień ustalenia wspólnego działania w Rafinerii Gdańskiej
375
-
Środki pieniężne w nabytych spółkach Grupy LOTOS i Grupy PGNiG na dzień
połączenia
17 190
-
Pozostałe
-
87
Środki pieniężne netto z/(wykorzystane w) działalności inwestycyjnej
1 517
(11 523)
Przepływy pieniężne z działalności finansowej
Wpływy z otrzymanych kredytów i pożyczek
14.8.1
11 775
14 392
Emisja obligacji
14.8.1
-
3 225
Spłata kredytów i pożyczek
14.8.1
(22 373)
(14 705)
Wykup obligacji
14.8.1
(826)
(2 452)
Odsetki zapłacone od kredytów, pożyczek i obligacji
15.2, 14.8.1
(653)
(318)
Odsetki zapłacone z tytułu leasingu
15.2, 14.8.1
(211)
(151)
Dywidendy wypłacone
15.8
(1 500)
(1 498)
Płatności zobowiązań z tytułu umów leasingu
14.8.1
(892)
(701)
Otrzymane dotacje
153
243
Pozostałe
(42)
(41)
Środki pieniężne netto z / (wykorzystane w) działalności finansowej
(14 569)
(2 006)
Zwiększenie netto stanu środków pieniężnych
17 899
1 550
Zmiana stanu środków pieniężnych z tytułu różnic kursowych
661
106
Środki pieniężne na początek okresu
2 896
1 240
Środki pieniężne na koniec okresu
14.6
21 456
2 896
w tym środki pieniężne o ograniczonej możliwości dysponowania
14.6
2 273
398
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 9 / 141
PODSTAWOWE INFORMACJE
1. PODSTAWOWA DZIAŁALNOŚĆ GRUPY ORLEN
PODSTAWOWE INFORMACJE O GRUPIE
NAZWA
Polski Koncern Naftowy ORLEN Spółka Akcyjna
SIEDZIBA
ul. Chemików 7, 09-411 Płock, Polska
KRS
0000028860
REJESTRACJA
Sąd Rejonowy dla m.st. Warszawy, XIV Wydział Gospodarczy
REGON
610188201
NIP
774-00-01-454
PRZEDMIOT DZIAŁALNOŚCI
Podstawowym przedmiotem działalności Grupy ORLEN jest:
- przerób ropy naftowej,
- produkcja paliw, wyrobów petrochemicznych i chemicznych,
- sprzedaż hurtowa i detaliczna produktów paliwowych,
- poszukiwania, rozpoznawanie i wydobycie węglowodorów,
- wytwarzanie, dystrybucja i obrót energią elektryczną i cieplną,
- magazynowanie, sprzedaż, dystrybucja paliw gazowych i płynnych,
- poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego oraz import gazu ziemnego,
- działalność usługowa: magazynowanie ropy naftowej i paliw, usługi transportowe, usługi konserwacyjno-remontowe, laboratoryjne,
ochrony, projektowe, administracyjne, kurierskie, kolportaż prasy oraz ubezpieczeniowe i finansowe oraz działalność medialna
(gazety i serwisy internetowe).
Polski Koncern Naftowy ORLEN Spółka Akcyjna z siedzibą w Polsce, Płock ul. Chemików 7 („Spółka”, „PKN ORLEN”, „Emitent”,
„Jednostka Dominująca”) powstał z połączenia Petrochemii Płock S.A. z Centralą Produktów Naftowych S.A. w dniu 7 września 1999
roku. PKN ORLEN nie jest jednostką zależną od innej jednostki, która posiadałaby w niej całościowy lub częściowy udział. W dniu 1
sierpnia 2022 roku nastąpiło połączenie PKN ORLEN z Grupą LOTOS natomiast w dniu 2 listopada 2022 roku z PGNiG. Transakcje
dokonały się poprzez wymianę udziałów kapitałowych, gdzie PKN ORLEN dokonał podwyższenia kapitału zakładowego w drodze
emisji akcji, które zostały następnie przyznane akcjonariuszom Grupy LOTOS i PGNiG. Po połączeniu Grupa ORLEN zwiększyła
zakres swojej działalności głównie w segmencie Wydobycie i Gaz (dodatkowe informacje nota 7.3.1 i 7.3.2) .
PKN ORLEN wraz ze spółkami tworzącymi Grupę Kapitałową Polskiego Koncernu Naftowego ORLEN S.A. („Grupa ORLEN”, „Grupa”)
jest jednym z największych i najbardziej nowoczesnych koncernów multi - energetycznych w Europie Środkowej działającym głównie
na rynku polskim, litewskim, czeskim, słowackim, niemieckim, kanadyjskim i norweskim. Grupa ponadto posiada jednostki
zlokalizowane na terenie Malty, Szwecji, Węgier, Cypru, Estonii, Szwajcarii, Wielkiej Brytanii, Zjednoczonych Emiratów Arabskich,
Libii, Pakistanu, Holandii, Belgii, Austrii, Francji, Chorwacji, Irlandii, Kolumbii, Tanzanii, Mozambiku, Ukrainy, Łotwy oraz Chin.
Od 26 listopada 1999 roku akcje PKN ORLEN są notowane na rynku podstawowym Giełdy Papierów Wartościowych w Warszawie
(GPW) w systemie notowań ciągłych.
2. PODSTAWA SPORZĄDZENIA SKONSOLIDOWANEGO SPRAWOZDANIA FINANSOWEGO
Skonsolidowane sprawozdanie finansowe zostało sporządzone zgodnie z Międzynarodowymi Standardami Sprawozdawczości
Finansowej przyjętymi do stosowania w Unii Europejskiej (MSSF UE). Zastosowane przez Grupę zasady rachunkowości opierają się
na standardach i interpretacjach przyjętych przez Unię Europejską i mających zastosowanie dla okresu rozpoczynającego się dnia
1 stycznia 2022 roku lub okresów wcześniejszych.
Skonsolidowane sprawozdanie finansowe zostało sporządzone w oparciu o zasadę kosztu historycznego, za wyjątkiem
pochodnych instrumentów finansowych i nieruchomości inwestycyjnych wycenianych w wartości godziwej oraz aktywów
finansowych wycenianych według wartości godziwej. Niniejsze skonsolidowane sprawozdanie finansowe z wyjątkiem
skonsolidowanego sprawozdania z przepływów pieniężnych zostało sporządzone zgodnie z zasadą memoriału.
Zakres skonsolidowanego sprawozdania finansowego jest zgodny także z Rozporządzeniem Ministra Finansów z dnia 29 marca
2018 roku w sprawie informacji bieżących i okresowych przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych oraz warunków
uznawania za równoważne informacji wymaganych przepisami prawa państwa niebędącego państwem członkowskim (Dz. U.
2018 r. poz.757) i obejmuje roczny okres sprawozdawczy od 1 stycznia do 31 grudnia 2022 roku i okres porównawczy od 1 stycznia
do 31 grudnia 2021 roku .
Prezentowane skonsolidowane sprawozdanie finansowe przedstawia rzetelnie sytuację finansową i majątkową Grupy ORLEN na dzień
31 grudnia 2022 roku, wyniki jej działalności oraz przepływy pieniężne za rok zakończony dnia 31 grudnia 2022 roku.
Skonsolidowane sprawozdanie finansowe zostało sporządzone przy założeniu kontynuowania działalności gospodarczej przez Grupę
ORLEN w dającej się przewidzieć przyszłości.
W ramach oceny możliwości kontynuacji działalności przez Grupę Zarząd dokonał analizy dotychczasowych ryzyk, oceny wpływu konfliktu
zbrojnego na Ukrainie, jak również ryzyk związanych ze zmianami klimatu na działalność Grupy (nota 4.3 i 8).
Na dzień zatwierdzenia niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego nie stwierdza się istnienia okoliczności wskazujących
na zagrożenie kontynuowania działalności przez Grupę ORLEN.
Czas trwania Jednostki Dominującej oraz jednostek wchodzących w skład Grupy ORLEN jest nieoznaczony.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 10 / 141
3. WALUTA FUNKCJONALNA I WALUTA PREZENTACJI SPRAWOZDAŃ FINANSOWYCH ORAZ ZASADY PRZELICZENIA
DANYCH FINANSOWYCH DLA CELÓW KONSOLIDACJI
Walutą funkcjonalną Jednostki Dominującej i walutą prezentacji niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego jest złoty
polski (PLN). Ewentualne zaistniałe różnice w wysokości 1 mln PLN przy sumowaniu pozycji zaprezentowanych w notach
objaśniających wynikają z przyjętych zaokrągleń.
Transakcje wyrażone w walutach obcych są początkowo ujmowane według kursu waluty funkcjonalnej, obowiązującego na dzień
zawarcia transakcji. Na koniec okresu sprawozdawczego:
pozycje pieniężne wyrażone w walutach obcych są przeliczane po kursie waluty funkcjonalnej (ogłoszonym przez NBP),
obowiązującym na koniec okresu sprawozdawczego,
pozycje niepieniężne wyceniane według historycznej ceny nabycia lub kosztu wytworzenia wyrażonego w walucie obcej są
przeliczane po kursie wymiany z dnia transakcji,
pozycje niepieniężne wyceniane w wartości godziwej, wyrażone w walucie obcej, przelicza się przy zastosowaniu kursów
wymiany, które obowiązywały w dniu, na który wartość godziwa została ustalona.
Różnice kursowe powstające z tytułu rozliczania pozycji pieniężnych lub z tytułu przeliczania pozycji pieniężnych po kursach innych
niż te, po których zostały one przeliczone w momencie ich początkowego ujęcia, ujmuje się w wyniku finansowym. Różnice kursowe
stanowiące część zysku/straty z wyceny instrumentu zabezpieczającego w rachunkowości zabezpieczeń ujmuje się w pozostałych
całkowitych dochodach.
Przeliczenie na PLN sprawozdań finansowych jednostek zagranicznych dla celów konsolidacji:
pozycje aktywów i zobowiązań – według kursu wymiany na koniec okresu sprawozdawczego,
pozycje sprawozdania z zysków lub strat i innych całkowitych dochodów oraz sprawozdania z przepływów pieniężnych –
według średniego kursu wymiany w okresie sprawozdawczym (średnia arytmetyczna średnich kursów dziennych określonych
przez Narodowy Bank Polski („NBP”) w danym okresie).
Różnice kursowe powstałe w wyniku powyższych przeliczeń ujmowane są w kapitale własnym w pozycji różnice kursowe z przeliczenia
jednostek działających za granicą. W momencie zbycia podmiotu zagranicznego, zakumulowane różnice kursowe ujęte w kapitale
własnym, dotyczące danego podmiotu zagranicznego, ujmowane są w rachunku zysków i strat jako wynik na zbyciu.
W celu zabezpieczenia się przed ryzykiem zmian kursów walutowych, Grupa wykorzystuje walutowe transakcje pochodne (zasady
rachunkowości stosowane przez Grupę w odniesieniu do pochodnych instrumentów finansowych zostały przedstawione w nocie 16).
WALUTA
Kurs średni
w okresie sprawozdawczym
Kurs na koniec okresu
sprawozdawczego
2022
2021
31/12/2022
31/12/2021
EUR/PLN
4,6855
4,5660
4,6899
4,5994
USD/PLN
4,4569
3,8615
4,4018
4,0600
CZK/PLN
0,1908
0,1780
0,1942
0,1850
CAD/PLN
3,4233
3,0800
3,2486
3,1920
NOK/PLN
0,4640
-
0,4461
-
4. POLITYKA RACHUNKOWOŚCI
4.1. Zasady rachunkowości
Wybrane istotne zasady rachunkowości oraz istotne wartości oparte na osądach i szacunkach zostały przedstawione jako element
poszczególnych not objaśniających do skonsolidowanego sprawozdania finansowego. Grupa stosowała zasady rachunkowości w sposób
ciągły dla wszystkich prezentowanych okresów sprawozdawczych za wyjątkiem zmiany prezentacji wyceny i rozliczenia instrumentów
pochodnych niewyznaczonych dla celów rachunkowości zabezpieczeń w skonsolidowanym sprawozdaniu z przepływów pieniężnych
opisanej w nocie 4.2.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 11 / 141
Wybrane zasady rachunkowości
Nota
Inwestycje w jednostkach zależnych, współkontrolowanych i stowarzyszonych
7.1
Segmenty działalności
10
Przychody ze sprzedaży
13.1
Koszty
13.9
Podatek dochodowy
13.14
Rzeczowe aktywa trwałe
14.1
Działalność poszukiwań i wydobycia zasobów mineralnych
14.1
Wartości niematerialne
14.2
Inwestycje wyceniane metodą praw własności
14.3
Utrata wartości rzeczowych aktywów trwałych i wartości niematerialnych
14.4
Kapitał pracujący
14.5
Zapasy
14.5.1
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności
14.5.2
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
14.5.3
Środki pieniężne
14.6
Kredyty, pożyczki i obligacje
14.7
Kapitał własny
14.9
Przychody przyszłych okresów
14.10.2.1
Rezerwy
14.11
Instrumenty finansowe
16
Ustalanie wartości godziwej
16
Leasing
17.2
Aktywa i zobowiązania warunkowe
17.4
4.2. Przekształcenie danych porównawczych
W Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za 2022 rok Grupa dokonała zmiany prezentacji wyceny i rozliczenia
instrumentów pochodnych niewyznaczonych dla celów rachunkowości zabezpieczeń. Dotychczas wpływy i wydatki z tytułu
rozliczenia tych instrumentów prezentowane były w działalności inwestycyjnej, natomiast w niniejszym sprawozdaniu finansowym
zostały one zaprezentowane w ramach działalności operacyjnej . Zawierane przez Grupę instrumenty pochodne, bez względu na
to, czy są wyznaczane jako instrumenty zabezpieczające w rachunkowości zabezpieczeń, czy też nie, stanowią integralną część
procesu zarządzania ryzykiem w Grupie, którego celem jest ograniczenie wpływu zmienności i nieprzewidywalności rynków na
wyniki finansowe Grupy. Tym samym, ekonomiczny cel zawierania tych instrumentów pochodnych jest taki sam. Ponadto, w
odniesieniu do kontraktów dotyczących zakupu i sprzedaży gazu, Grupa zarządza ryzykiem otwartej pozycji netto, co powoduje,
że dany instrument pochodny od dnia zawarcia do terminu jego zapadalności może być tylko przez część tego okresu wyznaczony
jako instrument zabezpieczający w rachunkowości zabezpieczeń i w rezultacie niemożliwym byłoby rozdzielenie wpływów lub
wydatków z tytułu rozliczenia tego rodzaju instrumentów pomiędzy działalność operacyjną i inwestycyjną. W wyniku wprowadzenia
powyższej zmiany prezentacji efekt wszystkich przepływów wynikających z zawieranych przez Grupę instrumentów pochodnych,
jak również przepływów dotyczących depozytów zabezpieczających związanych z tymi instrumentami, ujęty będzie w ramach
działalności operacyjnej, co jest spójne ze sposobem dokonywanych analiz przepływów pieniężnych dotyczących instrumentów
pochodnych będących podstawą decyzji podejmowanych przez Zarząd PKN ORLEN, jak również pozwoli na przekazanie bardziej
przydatnych danych użytkownikom skonsolidowanych sprawozdań finansowych Grupy.
W tabeli poniżej zaprezentowano wpływ powyższych zmian na dane porównawcze prezentowane w Skonsolidowanym
Sprawozdaniu Finansowym za 2021 rok:
NOTA
2021
Zmiana prezentacji wyceny i
rozliczenia instrumentów
pochodnych niewyznaczonych
dla celów rachunkowości
zabezpieczeń
2021
(dane
przekształcone)
Przepływy pieniężne z działalności operacyjnej
(Zysk) na działalności inwestycyjnej
15.3
(3 655)
2 660
(995)
Pozostałe korekty
15.5
(2 200)
(876)
(3 076)
Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej
13 295
1 784
15 079
Przepływy pieniężne z działalności inwestycyjnej
Rozliczenie instrumentów pochodnych niewyznaczonych dla celów
rachunkowości zabezpieczeń
1 784
(1 784)
-
Środki pieniężne netto (wykorzystane) w działalności inwestycyjnej
(9 739)
(1 784)
(11 523)
4.3. Zmiany klimatu i transformacja energetyczna oraz ich wpływ na stosowane zasady rachunkowości
Zdarzenia i uwarunkowania wynikające ze zmian klimatu oraz postępujący proces transformacji energetycznej i związane z nimi ryzyka,
wywierają coraz większy wpływ na działalność Grupy zarówno w odniesieniu do modeli biznesowych, procesów zachodzących w Grupie
oraz jej zdolności do pozyskiwania finansowania, jak również pozyskiwania i utrzymania inwestorów i klientów. Zmiany klimatu stały się
głównym determinantem zarządzania zrównoważonym rozwojem w Grupie ORLEN w ostatnich latach. Dotychczasowe standardy
i systemy zarządzania ograniczające bezpośredni wpływ na środowisko ewoluowały w kierunku strategicznych działań zmierzających do
zmniejszenia wpływu Grupy ORLEN na zmiany klimatu, a także dostosowania modeli biznesowych do wpływu fizycznych konsekwencji
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 12 / 141
tych zmian na aktywa Grupy. Nie bez znaczenia pozostają też czynniki regulacyjne związane ze zmianami klimatu, w tym w szczególności
zmieniające się przepisy prawa unijnego i krajowego stale podwyższające wymogi w zakresie ochrony środowiska oraz nakładające na
przedsiębiorstwa konieczność ponoszenia dodatkowych opłat środowiskowych, bądź podejmowania działań dostosowawczych w celu
ich uniknięcia bądź minimalizacji. Spółki z Grupy podlegają m.in. unijnej regulacji ustanawiającej system handlu uprawnieniami do emisji
gazów cieplarnianych (Dyrektywa EU ETS). Ponadto ponoszą opłaty za korzystanie ze środowiska wynikające z ustaw Prawo ochrony
środowiska oraz Prawo Wodne, jak również są zobowiązane m.in. do realizacji Narodowego Celu Wskaźnikowego (NCW) oraz
Narodowego Celu Redukcyjnego (NCR). Wpływ poniesionych przez Grupę w 2022 roku kosztów emisji CO
2
oraz opłat środowiskowych
został zaprezentowany w nocie 13.9.2, natomiast zasady rachunkowości stosowane przez Grupę w odniesieniu do tworzenia rezerw na
szacowane koszty emisji CO
2
oraz pozostałe ryzyka środowiskowe zostały opisane w nocie 14.11. PKN ORLEN zarządza centralnie
ryzykiem związanym z kosztem rozliczenia emisji CO
2
w Grupie. Polityka zabezpieczania ryzyka rynkowego związanego ze zmianami
cen CO
2
realizowana jest głównie przy wykorzystaniu instrumentów pochodnych w celu ograniczania ryzyka zmian przepływów
pieniężnych, o czym szerzej napisano w nocie 16.5.1.2.
Narastająca presja klimatyczna i regulacyjna wpływa również na ogólne warunki gospodarcze na rynkach, na których działają spółki z
Grupy, przekładając się na dostępność i ceny wybranych towarów, jak również na stopy procentowe, kursy walut, wskaźniki inflacji oraz
dostępność finansowania. Regulacje środowiskowe stopniowo są uzupełniane wytycznymi w zakresie zrównoważonego finansowania, w
ramach których pozyskiwane środki muszą być przeznaczane na inwestycje zmniejszające ryzyka zmiany klimatu i ryzyka środowiskowe.
Jak opisano szerzej w nocie 14.7.3 PKN ORLEN wyemitował w 2020 i 2021 roku obligacje zrównoważonego rozwoju o łącznej wartości
2 000 mln PLN, jak również w 2021 roku ustanowił program emisji euroobligacji, w ramach którego wyemitował w maju 2021 roku zielone
euroobligacje o łącznej wartości nominalnej 500 mln EUR i planuje kolejne emisje tego typu obligacji w przyszłości, w celu zaspokojenia
potrzeb w ramach opracowanych zasad finansowania zielonych inwestycji.
W związku ze zrealizowanymi połączeniami z Grupą LOTOS i PGNiG Grupa przedstawiła na początku 2023 roku zaktualizowaną
Strategię do 2030 roku, w ramach której zakłada kontynuację kierunków rozwoju Grupy Kapitałowej ORLEN, opublikowanych w 2020
roku, wyznaczając również nowe cele dla Koncernu. Trwająca integracja z byłymi grupami kapitałowymi LOTOS i PGNiG oraz z Grupą
Energa otwiera nowe możliwości rozwoju, w tym wsparcie transformacji energetycznej poprzez wykorzystanie szerokiej grupy aktywów
koncernu multienergetycznego. W ramach przedstawionej aktualizacji nadal istotne miejsce zajmuje zrównoważony rozwój, jak również
dążenie do osiągnięcia neutralności emisyjnej w 2050 roku, aby w przyszłości wypełnić cele klimatyczne określone przez warunki
Porozumienia Paryskiego oraz przez Unię Europejską. W ramach dochodzenia do tego celu, do 2030 roku Koncern zakłada zmniejszenie
emisji dwutlenku węgla w segmencie rafinerii, petrochemii i wydobycia o 25%, obniżenie intensywności emisji dwutlenku węgla w
segmencie energetyki o 40% oraz redukcję współczynnika emisyjności (NCI) o 15% (przy czym wskazane redukcje odnoszą się do roku
bazowego – 2019). Ponadto, Grupa zakłada realizację szeregu istotnych projektów inwestycyjnych CAPEX, zwiększających efektywność
energetyczną obecnie istniejących aktywów produkcyjnych oraz umożliwiających uniezależnienie Grupy od paliw kopalnych jak również
projektów inwestycyjnych w obszarze Energetyki opartych głównie o odnawialne źródła energii i wspieranych mocami gazowymi,
inwestycji zakładających rozwój i eksploatację reaktorów typu SRM oraz projektów związanych z produkcją biopaliw oraz biogazu i
biometanu. Grupa realizuje strategię wodorową wspierającą redukcję emisji CO
2
, rozwija infrastrukturę ładowania aut elektrycznych oraz
inne projekty związane z ograniczaniem emisji GHG włącznie z wychwytem, składowaniem i użytkowaniem dwutlenku węgla (CCUS).
Grupa sukcesywnie realizuje również program w obszarze badań, rozwoju i innowacji którego działania skupione są na wdrażaniu nowych
technologii oraz usprawnień istniejących procesów technologicznych ze szczególnym naciskiem na rozwój zielonych technologii.
Dodatkowo, Grupa ORLEN planuje inwestycje w najbardziej innowacyjne i perspektywiczne obszary i technologie w ramach utworzonej
na ten cel spółki ORLEN Venture Capital i PGNiG Ventures.
Istotne działania podejmowane w tym zakresie mające wpływ na dane finansowe 2022 roku zostały zaprezentowane w poszczególnych
notach do niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego.
Ponadto, w 2022 roku Grupa powołała Pełnomocnika Zarządu i Radę ds. Klimatu i Zrównoważonego Rozwoju. Do głównych zadań
nowego organu korporacyjnego należy analiza ryzyk i szans związanych transformacją energetyczną i zmianami klimatycznymi oraz
podnoszenie standardu komunikacji z inwestorami i otoczeniem biznesowym w kwestiach środowiskowych. Na czele Rady stoi Członek
Zarządu PKN ORLEN ds. Strategii i Zrównoważonego Rozwoju, który pełni funkcję Pełnomocnika ds. Klimatu i Zrównoważonego
Rozwoju. Rada ds. Klimatu i Zrównoważonego Rozwoju raportuje do Zarządu poprzez zebrania Komitetu Strategii Koncernu.
Ryzyka zidentyfikowane przez Grupę związane z transformacją energetyczną i zmianami klimatycznymi dotyczą następujących
obszarów:
- ryzyka fizyczne związane ze zmianami klimatycznymi związane głównie z kwestią odpowiedniej dostępności do wody, występującymi
intensywnymi zjawiskami atmosferycznymi czy wzrostem temperatury
- ryzyka związane z działalnością gospodarcza w szczególności ryzyka regulacyjne związane z nowymi lub szybko zmieniającymi się
wymogami w zakresie ochrony środowiska, właściwym monitorowaniem i raportowaniem oddziaływania Grupy, zmianami rynkowymi,
postępem technologicznym oraz stygmatyzacją branży w kontekście zmian klimatu
- szanse wynikające z transformacji energetycznej związane z naciskiem na poprawę efektywności energetycznej, inwestowaniem w
nowe źródła energii, oferowaniem nowych produktów i usług, możliwością wejścia w nowe rynki i dywersyfikacji działalności koncernu
- ryzyka związane z transformacją modeli biznesowych związane z zaplanowanymi inicjatywami związanymi w szczególności z
wdrożeniem inicjatyw związanych z dekarbonizacją, nowych projektów rozwoju źródeł energii odnawialnej i innych inicjatyw
zintegrowanego rozwoju.
Przy sporządzaniu niniejszego Skonsolidowanego Sprawozdania Finansowego Zarząd dokonał analizy wpływu zmian klimatycznych oraz
transformacji energetycznej i ryzyk z tym związanych, na istotne osądy i szacunki dokonywane przez Grupę, szczególnie w kontekście
realizowanej strategii dekarbonizacji z konkretnymi zobowiązaniami dotyczącymi redukcji emisji i osiągnięcia neutralności klimatycznej.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 13 / 141
Zgodnie z MSSF, przy dokonywaniu założeń i szacunków Zarząd opiera się na racjonalnych i mających poparcie faktograficzne
założeniach odzwierciedlających jak najwłaściwszą ocenę kierownictwa odnośnie do całokształtu warunków gospodarczych, które mogą
wystąpić w dającej się przewidzieć przyszłości. Niemniej jednak szacunki dotyczące wpływu zmian klimatu i transformacji energetycznej
na działalność Grupy wiążą się z bardzo dużą niepewnością i mogą się istotnie zmieniać w kolejnych okresach w zależności od tempa
przebiegu transformacji. Zewnętrzne źródła danych dotyczące zmian klimatu i transformacji energetycznej, które mogłyby stanowić
podstawę szacunków często znacznie się od siebie różnią w kontekście prognoz co do przyszłego poziomu cen i ich zmienności, jak
również zakładanego popytu i podaży. W ocenie Grupy, szczególne znaczenie będą miały takie czynniki jak ostateczny kształt i moment
wdrożenia kolejnych regulacji prawnych, w tym w zakresie rewizji europejskiego systemu handlu emisjami oraz europejskich dyrektyw
dotyczących odnawialnych źródeł energii i poprawy efektywności energetycznej. Nie mniej istotny z perspektywy Grupy jest również
kierunek działań legislacyjnych dotyczący znaczącego podniesienia standardów środowiskowych dla nowych pojazdów spalinowych oraz
zakaz sprzedaży nowych samochodów z silnikiem spalinowym w UE od 2035 roku, co może się przełożyć na mniejsze dochody ze
sprzedaży paliw. Zwiększenie presji na dekarbonizację może również wpłynąć na wyższe koszty tradycyjnych surowców oraz zmiany
preferencji konsumenckich i nawyków transportowych, zaś niepewność co do niezawodności i skalowalności nowych rozwiązań
technologicznych może wpłynąć na nieosiągnięcie zakładanych zwrotów z zaplanowanych inwestycji w przyszłości.
Zarząd rozważył wpływ zmian klimatycznych na kluczowe szacunki przedstawione w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym,
w tym:
szacunki przyszłych przepływów pieniężnych wykorzystywane do oceny utraty wartości rzeczowych aktywów trwałych,
wartości niematerialnych (w tym wartości firmy) oraz aktywów z tytułu praw do użytkowania (więcej informacji w nocie 14.4);
szacunki dotyczące okresów ekonomicznej użyteczności aktywów trwałych (więcej informacji w nocie 14.1);
szacunki dotyczące rezerw i wybranych zobowiązań warunkowych (więcej informacji w nocie 14.11);
Grupa rozważyła również kwestie istnienia dodatkowych potencjalnych zobowiązań warunkowych związanych z wymogami
regulacyjnymi, w tym nakazującymi usunięcie szkód wyrządzonych środowisku naturalnemu, dodatkowymi opłatami lub karami
wynikającymi z wymogów z zakresu ochrony środowiska, jak również istnienia potencjalnych umów, które mogą rodzić obciążenia, bądź
konieczności restrukturyzacji mających na celu osiągnięcie celów klimatycznych. Na bazie przeprowadzonej analizy Grupa nie
zidentyfikowała na dzień 31 grudnia 2022 roku zobowiązań warunkowych związanych ze zmianami klimatu.
Na bazie przeprowadzonej analizy ryzyk związanych z klimatem Zarząd ocenił, że przy założeniu kontynuacji wdrażania odpowiednich
działań adaptacyjnych przez Grupę, zmiany pogodowe wynikające ze zmian klimatu i postępująca transformacja energetyczna, nie będą
mieć znaczącego wpływu na ocenę kontynuacji działalności przez Grupę zarówno w krótkim okresie, jak i w dającej się przewidzieć
przyszłości.
5. WPŁYW ZMIAN STANDARDÓW MSSF NA SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN
Reforma wskaźnika referencyjnego stóp procentowych (Reforma IBOR)
W dniu 1 stycznia 2018 roku weszło w życie Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego i Rady (UE) 2016/1011 z dnia 8 czerwca 2016
roku w sprawie indeksów stosowanych jako wskaźniki referencyjne w instrumentach finansowych i umowach finansowych („Reforma
IBOR”). Rozporządzenie, wraz z jego nowelizacją w lutym 2021 roku, wprowadziło nowy standard wyznaczania i stosowania stawek
referencyjnych wykorzystywanych na rynku finansowym. W konsekwencji:
zaprzestano publikacji stawek GBP, CHF i JPY LIBOR, EONIA oraz USD LIBOR 1W i 2M,
po 30 czerwca 2023 roku zakończy się publikacja stawek USD LIBOR O/N 1M, 3M, 6M, 12M, (trwają konsultacje w zakresie
ewentualnego publikowania tych stawek do końca września 2024 roku),
zreformowane zostało podejście do ustalania stawek WIBOR i EURIBOR dostosowujące metodologię ich wyznaczania do nowych
wymogów. Kwotowania dostosowanych wskaźników WIBOR i EURIBOR kontynuowane były w 2022 roku.
Na gruncie rynku krajowego, w lipcu 2022 roku, powołana została Narodowa Grupa Robocza do spraw reformy wskaźników
referencyjnych, której zadaniem jest wprowadzenie na rynek nowego wskaźnika referencyjnego stopy procentowej, opartego na
transakcjach overnight. Wskaźnik ten będzie zamiennikiem dla wskaźnika WIBOR. Prace Narodowej Grupy Roboczej mają na celu
zapewnienie wiarygodności, przejrzystości i rzetelności opracowywania i stosowania nowego wskaźnika. 1 września 2022 roku
Komitet Sterujący Narodowej Grupy Roboczej podjął decyzję o wyborze indeksu WIRON będącego indeksem Risk-Free Rate opartym
na rzeczywistych transakcji overnight jako wskaźnika alternatywnego dla WIBORU. Administratorem WIRON będzie GPW Benchmark
S.A.
We wrześniu 2022 roku Komitet Sterujący Narodowej Grupy Roboczej przyjął „Mapę Drogową” określającą harmonogram działań.
Mapa Drogowa zakłada, iż reforma wskaźników referencyjnych zostanie zrealizowana do końca 2024 roku, z jednoczesnym
wdrożeniem w latach 2023-2024 nowej oferty produktów finansowych opartych o WIRON. Zaprzestanie publikacji wskaźnika WIBOR
planowane jest na początek 2025 roku. WIRON ma się stać kluczowym wskaźnikiem referencyjnym stopy procentowej, który
stosowany będzie w umowach i instrumentach finansowych.
Reforma IBOR skutkowała wprowadzeniem zmian do MSSF, które zostały opublikowane w dwóch etapach:
Zmiany do MSSF 9 „Instrumenty finansowe”, MSR 39 „Instrumenty finansowe: ujmowanie i wycena” oraz MSSF 7 „Instrumenty
finansowe: ujawnianie informacji” - Reforma Referencyjnej Stopy Procentowej – Etap 1 (obowiązujące w odniesieniu do
okresów rocznych rozpoczynających się 1 stycznia 2020 roku lub później),
Zmiany do MSSF 9 „Instrumenty finansowe”, MSR 39 „Instrumenty finansowe: ujmowanie i wycena”, MSSF 7 „Instrumenty
finansowe: ujawnianie informacji”, MSSF 4 „Umowy ubezpieczeniowe” oraz MSSF 16 „Leasing” - Reforma Referencyjnej Stopy
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 14 / 141
Procentowej - Etap 2 (obowiązujące w odniesieniu do okresów rocznych rozpoczynających się 1 stycznia 2021 roku lub
później).
Zgodnie z informacjami opublikowanymi w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za 2021 rok (nota 5), zmiany Etapu 1 nie miały
istotnego wpływu dla Grupy, ponieważ nie stosuje ona rachunkowości zabezpieczeń dla instrumentów zabezpieczających stopę
procentową.
W odniesieniu do zmian wprowadzonych w ramach Etapu 2 Grupa zamierza przyjąć następujące rozwiązania w odniesieniu do
instrumentów finansowych, które ulegną zmianie w konsekwencji Reformy IBOR:
w przypadku, gdy warunki umowne dotyczące kredytów bankowych zostają zmienione bezpośrednio w wyniku Reformy IBOR,
a nowa stawka będąca podstawą określania przepływów pieniężnych wynikających z umowy jest ekwiwalentem
ekonomicznym dotychczasowej stawki obowiązującej bezpośrednio przed dokonaniem zmiany, Grupa zmieni podstawę
określania przepływów pieniężnych wynikających z umowy prospektywnie, zmieniając efektywną stopę procentową. W
odniesieniu do wszelkich innych zmian wprowadzonych w tym okresie, które nie są bezpośrednio związane z reformą, Grupa
zastosuje odpowiednie wymogi określone przez MSSF 9.
w przypadku, gdy bezpośrednio w wyniku Reformy IBOR zmianie ulega umowa leasingu, a nowa stawka określania opłat
leasingowych jest ekwiwalentem ekonomicznym dotychczasowej stawki, Grupa dokona ponownej wyceny zobowiązania z
tytułu leasingu, aby odzwierciedlić zmienione opłaty leasingowe przy zastosowaniu zaktualizowanej stopy dyskontowej.
jeżeli Reforma IBOR powoduje zmianę instrumentów zabezpieczających, pozycji zabezpieczanej oraz zabezpieczanego
ryzyka, Grupa dokona aktualizacji dokumentacji zabezpieczenia, nie rozwiązując powiązania zabezpieczającego.
Poniżej Grupa prezentuje informacje na temat charakteru i zakresu ryzyka na które narażona jest Grupa w związku z Reformą IBOR
wraz ze wskazaniem pochodnych i niepochodnych instrumentów finansowych posiadanych przez Grupę objętych reformą, podjętych
przez Grupę działań w celu zarządzania ryzykiem wynikającym z reformy oraz oceną wpływu reformy na działalność Grupy oraz
prezentowane dane finansowe.
Charakter i zakres ryzyka
Grupa, po dokonaniu w 2021 roku przeglądu wpływu Reformy IBOR na poszczególne obszary działalności pod kątem: zarządzania
ryzykiem, w tym ryzykiem operacyjnym, płynności oraz systemowym nie zidentyfikowała znaczących zmian w ciągu 2022 roku.
Grupa monitoruje nadal rynek oraz dane pochodzące z różnych branżowych grup roboczych zarządzających przejściem na nowe stawki
referencyjne, w tym szczególnie komunikaty organów regulacyjnych odpowiedzialnych za stawki LIBOR (m.in. Financial Conduct Authority
(FCA) oraz Commodity Futures Trading Commission) oraz komunikaty Narodowej Grupy Roboczej w sprawie zamiennika stawki
WIBOR.
Ryzyko operacyjne
Grupa dokonała przeglądu istniejących umów handlowych i finansowych i nie zidentyfikowała ryzyka zerwania istotnych dla kontynuacji
działalności Grupy umów, opartych o wskaźniki referencyjne podlegające Reformie IBOR. Grupa nie zidentyfikowała również ryzyka
poniesienia dodatkowych kosztów lub poniesienia strat czy utraconych korzyści w związku z brakiem odpowiednich zapisów w istniejących
umowach handlowych i finansowych określających zasady kontynuowania tych umów w przypadku, gdy wskaźnik referencyjny nie będzie
publikowany („klauzul fallback”).
Grupa planuje uzgodnić ewentualne zmiany do istniejących umów w taki sposób, aby umożliwić zastosowanie zwolnień przewidzianych
w MSSF 9.
Część istniejących umów handlowych i finansowych w dalszym ciągu wymaga zmiany zapisów dotyczących wskaźników referencyjnych
dla których zostały wyznaczone daty zaprzestania ich publikowania. Jeżeli dwustronne negocjacje z kontrahentami Grupy nie zakończą
się powodzeniem przed zaprzestaniem obowiązywania istniejących wskaźników referencyjnych w umowach finansowych, zachodzi
niepewność co do przyszłej stopy procentowej. Taka sytuacja prowadzi do dodatkowego ryzyka stopy procentowej, które nie było
uwzględniane w czasie zawierania umów i nie jest przedmiotem strategii Grupy dotyczącej zarządzania ryzykiem stopy procentowej.
Grupa obecnie ocenia to ryzyko jako niskie, gdyż stosowany w Grupie LIBOR USD ON, 1M oraz 3M ma zapewnione kwotowanie co
najmniej do 30 czerwca 2023 roku, a wskaźniki WIBOR do końca 2024 roku.
Ponadto, w przypadku braku porozumienia w sprawie wdrożenia Reformy IBOR dla obowiązujących umów zachodzi ryzyko sporów
z kontrahentami, które mogą skutkować rozwiązaniem umowy i dodatkowymi kosztami. Grupa ściśle współpracuje z kontrahentami
i ocenia prawdopodobieństwo wystąpienia takiego ryzyka jako niskie.
W odniesieniu do wskaźnika WIBOR istnieje ryzyko, że administrator tego wskaźnika, GPW Benchmark S.A., będzie opracowywać
zamiennik istotnie różny od obecnego. Niemniej jednak, zakres potencjalnych zmian w tym zakresie oraz ich wpływ na sprawozdanie
finansowe Grupy w chwili obecnej jest na zbyt wczesnym etapie do oszacowania.
Ryzyko płynności
Obecne stawki IBOR oraz alternatywne wskaźniki referencyjne, które zostaną przyjęte przez Grupę, istotnie się od siebie różnią. Stawki
IBOR są stawkami dotyczącymi przyszłych okresów wyznaczanymi na określony okres (np. trzy miesiące) na początku takiego okresu
i uwzględniają spread kredytowy na rynku międzybankowym. Alternatywne wskaźniki referencyjne to zazwyczaj wolne od ryzyka stawki
overnight publikowane na koniec dnia, które nie zawierają spreadu kredytowego.
Różnice te będą powodować dodatkową niepewność co do płatności odsetek według zmiennego oprocentowania, jednak w ocenie Grupy
nie będą miały istotnego wpływu na zarządzanie płynnością.
Ryzyko systemowe
Grupa zidentyfikowała konieczność implementacji zamienników obecnie pozyskiwanych danych rynkowych używanych w systemie
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 15 / 141
informatycznym służącym do zarządzania ryzykiem przy transakcjach zawieranych na rynku finansowym. Grupa podjęła działania w celu
przeprowadzenia niezbędnych prac systemowych, aby zapewnić terminowe przeprowadzenie odpowiednich aktualizacji. Zachodzi
ryzyko, że tego rodzaju implementacja nie będzie działać w pełni na czas, skutkując koniecznością przeprowadzania dodatkowych
procedur manualnych wiążących się z ryzykiem operacyjnym.
Proces przejścia na alternatywne wskaźniki referencyjne
Z uwagi na posiadane zobowiązania finansowe, Grupa na dzień 31 grudnia 2022 roku, stosuje wskaźnik LIBOR USD ON, 1M, 3M.
Reforma IBOR dotyczy następujących instrumentów finansowych Grupy: kredyty bankowe i obligacje.
W ciągu 2022 roku Grupa wykorzystywała w swojej działalności szereg produktów opartych na zreformowanych wskaźnikach WIBOR i
EURIBOR na dotychczasowych warunkach.
Poniżej przedstawiono szczegółowe informacje na temat niepochodnych instrumentów finansowych, dla których przejście na alternatywne
stawki referencyjne zostanie dokonane w 2023 roku.
Niepochodny instrument finansowy
Wskaźnik
referencyjny
Termin
zapadalności
Wartość
nominalna
w (USD)
Wartość
nominalna
w (PLN)
Zaawansowanie przejścia dla
niepochodnych instrumentów
finansowych
na dzień 31.12.2022 (w mln)
Kredyt konsorcjalny
PKN ORLEN S.A.
LIBOR USD
2024
160
704
w momencie zaprzestania publikacji
wskaźnika LIBOR USD
zamiennikiem będzie SOFR
Umowa emisji obligacji
B8 Sp. z o.o. BALTIC
LIBOR USD
2024
49
216
umowa zawiera klauzulę fallback
Kredyt nieodnawialny
Miliana Shipmanagement Ltd
LIBOR USD
2026
4
18
procesowanie zmian zawieszone w
oczekiwaniu
na dalsze komunikaty organów
regulacyjnych
W nowych aktywach i zobowiązaniach handlowych oraz finansowych, których termin obowiązywania wykracza poza ogłoszone
daty publikacji wskaźnika referencyjnego LIBOR USD oraz WIBOR i gdzie istnieje odwołanie do zmiennej stopy procentowej
stosowane są ogólne postanowienia dotyczące alternatywnego wskaźnika referencyjnego lub stosowane są takie wskaźniki,
których kwotowania są zapewnione.
W nielicznych istniejących umowach handlu międzynarodowego stosowane były formuły odsetek karnych za zwłokę oparte o
LIBOR USD, które uzupełnione zostały o zapisy Klauzul fallback. Podobne prace rozpoczęły się w celu wprowadzenia zapisów
Klauzul fallback do umów handlowych, w których pojawia się stawka WIBOR. Reforma IBOR nie ma istotnego wpływu w
odniesieniu do stosowanej przez Grupę rachunkowości zabezpieczeń przepływów pieniężnych oraz wartości godziwej.
Pozostałe zmiany do istniejących standardów zastosowane po raz pierwszy w sprawozdaniu finansowym za 2022 rok nie miały
istotnego wpływu na sprawozdania finansowe Grupy ORLEN za 2022 rok.
Standardy przyjęte przez Radę Międzynarodowych Standardów Rachunkowości (IASB), zatwierdzone przez Unię Europejską,
ale jeszcze nieobowiązujące
MSSF 17 „Umowy ubezpieczeniowe” z późniejszymi zmianami do MSSF 17 opublikowanymi przez RMSR 25 czerwca 2020
roku - zatwierdzone w UE w dniu 19 listopada 2021 r. (obowiązujący w odniesieniu do okresów rocznych rozpoczynających
się 1 stycznia 2023 roku lub później),
Zmiany do MSSF 17 „Umowy ubezpieczeniowe” – zastosowanie MSSF 17 i MSSF 9 po raz pierwszy – dane porównawcze,
zatwierdzone w UE w dniu 8 września 2022 r. (obowiązujące w odniesieniu do okresów rocznych rozpoczynających się 1
stycznia 2023 roku lub później),
Zmiany do MSR 1 „Prezentacja sprawozdań finansowych” – Ujawnienia na temat stosowanej polityki rachunkowej
zatwierdzone w UE w dniu 2 marca 2022 r. (obowiązujące w odniesieniu do okresów rocznych rozpoczynających się 1 stycznia
2023 roku lub później),
Zmiany do MSR 8 „Zasady (polityka) rachunkowości, zmiany wartości szacunkowych i korygowanie błędów” – Definicja
wartości szacunkowych zatwierdzone w UE w dniu 2 marca 2022 r. (obowiązujące w odniesieniu do okresów rocznych
rozpoczynających się 1 stycznia 2023 roku lub później),
Zmiany do MSR 12 „Podatek dochodowy” - Podatek odroczony dotyczący aktywów i zobowiązań z pojedynczej transakcji
zatwierdzone w UE w dniu 11 sierpnia 2022 r. (obowiązujące w odniesieniu do okresów rocznych rozpoczynających się 1
stycznia 2023 roku lub później).
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 16 / 141
Standardy przyjęte przez Radę Międzynarodowych Standardów Rachunkowości (IASB), oczekujące na zatwierdzenie przez
Unię Europejską
Zmiany do MSR 1 „Prezentacja sprawozdań finansowych” – Klasyfikacja zobowiązań jako krótkoterminowe lub
długoterminowe (obowiązujące w odniesieniu do okresów rocznych rozpoczynających się 1 stycznia 2023 roku lub później),
Zmiany do MSR 1 „Prezentacja sprawozdań finansowych” - Zobowiązania długoterminowe z kowenantami (obowiązujące w
odniesieniu do okresów rocznych rozpoczynających się 1 stycznia 2024 roku lub później),
Zmiany do MSSF 16 „Leasing” – Zobowiązania leasingowe w transakcjach sprzedaży i leasingu zwrotnego (obowiązujące w
odniesieniu do okresów rocznych rozpoczynających się 1 stycznia 2024 roku lub później),
MSSF 14 „Regulacyjne rozliczenia międzyokresowe” – Komisja Europejska postanowiła nie wszczynać procesu zatwierdzania
tego standardu przejściowego i poczekać na ostateczną wersję standardu,
Zmiany do MSSF 10 „Skonsolidowane sprawozdania finansowe” oraz MSR 28 „Inwestycje w jednostkach stowarzyszonych i
wspólnych przedsięwzięciach” – Sprzedaż lub wniesienie aktywów pomiędzy inwestorem a jego jednostką stowarzyszoną lub
wspólnym przedsięwzięciem oraz późniejsze zmiany (data wejścia w życie zmian została odroczona do momentu zakończenia
prac badawczych nad metodą praw własności).
Grupa oczekuje, iż powyżej wymienione standardy nie będą miały istotnego wpływu na skonsolidowane sprawozdanie finansowe
Grupy ORLEN.
Grupa zamierza przyjąć wymienione powyżej nowe standardy MSSF opublikowane przez Radę Międzynarodowych Standardów
Rachunkowości lecz nieobowiązujące do dnia zatwierdzenia do publikacji niniejszego skonsolidowanego sprawozdania
finansowego zgodnie z datą ich wejścia w życie.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 17 / 141
6. RÓŻNICE POMIĘDZY DANYMI UJAWNIONYMI W NINIEJSZYM SKONSOLIDOWANYM SPRAWOZDANIU
FINANSOWYM A OPUBLIKOWANYM SKONSOLIDOWANYM RAPORCIE KWARTALNYM ZA IV KWARTAŁ 2022
Dane ujawnione w kwartalnej
informacji finansowej za 4Q 2022
Korekta
Dane ujawnione w skonsolidowanym
sprawozdaniu finansowym za 2022 rok
AKTYWA
272 747
(420)
272 327
Aktywa trwałe, w tym:
154 908
(1 791)
153 117
Rzeczowe aktywa trwałe
121 586
(2 742)
118 844
Wartości niematerialne oraz wartość firmy
10 878
(17)
10 861
Aktywa z tytułu praw do użytkowania
10 145
117
10 262
Inwestycje wyceniane metodą praw własności
3 429
13
3 442
Aktywa z tytułu podatku odroczonego
3 288
866
4 154
Pozostałe aktywa
4 077
(28)
4 049
Aktywa obrotowe, w tym:
117 839
1 371
119 210
Zapasy
44 779
348
45 127
Należności z tytułu dostaw i usług oraz
pozostałe należności
36 215
1 690
37 905
Środki pieniężne
21 403
53
21 456
Należności z tytułu podatku dochodowego
1 693
(657)
1 036
Instrumenty pochodne krótkoterminowe
3 354
5
3 359
Pozostałe aktywa
10 378
(68)
10 310
PASYWA
272 747
(420)
272 327
Kapitał własny, w tym:
138 859
(1 900)
136 959
Kapitał z aktualizacji wyceny
(6)
1
(5)
Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości
zabezpieczeń
5 076
(71)
5 005
Różnice kursowe z przeliczenia jednostek
działających za granicą
2 686
(2)
2 684
Zyski zatrzymane
81 730
(1 843)
79 887
Kapitał własny przypadający udziałom
niekontrolującym
996
15
1 011
Zobowiązania długoterminowe, w tym:
41 817
(286)
41 531
Rezerwy
7 799
280
8 079
Zobowiązania z tytułu podatku odroczonego
7 532
(253)
7 279
Pozostałe zobowiązania
1 058
(313)
745
Zobowiązania krótkoterminowe, w tym:
92 071
1 766
93 837
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz
pozostałe zobowiązania
40 014
243
40 257
Zobowiązania z tytułu leasingu
1 309
113
1 422
Kredyty, pożyczki i obligacje
7 223
29
7 252
Rezerwy
12 639
178
12 817
Zobowiązania z tytułu podatku dochodowego
14 624
(20)
14 604
Zobowiązania z tytułu umów z klientami
1 597
1 047
2 644
Pozostałe zobowiązania
1 826
176
2 002
Zysk z działalności operacyjnej, w tym:
43 561
(2 468)
41 093
Przychody ze sprzedaży
278 509
(945)
277 564
Koszt własny sprzedaży
(226 455)
1 287
(225 168)
Koszty sprzedaży
(11 116)
(10)
(11 126)
Pozostałe przychody operacyjne
18 960
373
19 333
Pozostałe koszty operacyjne
(12 768)
(3 172)
(15 940)
(Strata) z tytułu utraty wartości
należności handlowych
(307)
(2)
(309)
Udział w wyniku finansowym jednostek
wycenianych metodą praw własności
283
1
284
Przychody finansowe
2 264
(1)
2 263
Koszty finansowe
(2 828)
79
(2 749)
Podatek dochodowy
(7 525)
562
(6 963)
Zysk netto
35 458
(1 828)
33 630
Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej, w tym:
32 904
(1 953)
30 951
(Zysk) na działalności inwestycyjnej
(8 026)
647
(7 379)
Pozostałe korekty
(2 277)
(151)
(2 428)
Środki pieniężne netto z/(wykorzystane w) działalności
inwestycyjnej, w tym:
(1 898)
3 415
1 517
Rozliczenie instrumentów pochodnych
niewyznaczonych dla celów
rachunkowości zabezpieczeń
(3 429)
697
(2 732)
Powyższe zmiany mające wpływ na pozycje aktywów i pasywów oraz wynik dotyczyły głównie:
1. Uwzględnienia ostatecznych wyników testów na utratę wartości aktywów trwałych:
- wpływ netto na aktywa (2 943 mln PLN), zmiany wynikały głównie z wycen majątku: Grupy Orlen Unipetrol (687 mln PLN),
Orlen Lietuva (1 128 mln PLN) oraz PKN Orlen (951 mln PLN z czego 585 mln zł dotyczy exPGNiG i wyceny działalności
wydobywczej w Polsce oraz Pakistanie), dodatkowe informacje w nocie 14.4.
2. Ujęcia rekompensat przysługujących przedsiębiorstwom obrotu energią elektryczną w konsekwencji stosowania w
rozliczeniach z odbiorcami uprawnionymi zamrożonych cen energii elektrycznej: pomniejszenie kosztu własnego sprzedaży i
należności z tytułu dostaw i usług w wysokości 98 mln PLN (głównie PKN ORLEN).
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 18 / 141
3. Aktualizacja odpisów aktualizujących wartość zapasów, pomniejszenie kosztu własnego sprzedaży i wzrost pozycji zapasy o
485 mln PLN.
4. Aktualizacja rezerw na kontakty rodzące obciążenia w wysokości (152) mln PLN w związku z wprowadzeniem ustawy o
zamrożeniu cen energii od 2023 roku.
5. Ujęcie zarachowań przychodów i kosztów mających wpływ na pozycje przychodów ze sprzedaży, kosztu własnego sprzedaży,
należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych należności i zobowiązań z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych
zobowiązań.
6. Korekty podatku odroczonego i bieżącego wynikające z powyższych punktów jak również z konieczności ujęcia nowego
podatku od zysków nadzwyczajnych w Czechach.
7. Pozostałe korekty dokonane w ramach audytu sprawozdań spółek z Grupy ORLEN.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 19 / 141
7. STRUKTURA GRUPY ORLEN ORAZ JEJ ZMIANY
7.1. Struktura Grupy
WYBRANE ZASADY RACHUNKOWOŚCI
Zasady konsolidacji
Skonsolidowane sprawozdanie finansowe Grupy obejmuje aktywa, zobowiązania, kapitał własny, przychody, koszty i przepływy środków pieniężnych
Jednostki Dominującej i jej jednostek zależnych prezentowane w taki sposób, jakby należały one do pojedynczej jednostki i sporządzane były na ten sam
dzień sprawozdawczy, co jednostkowe sprawozdanie finansowe Jednostki Dominującej przy zastosowaniu tych samych zasad rachunkowości
w odniesieniu do podobnych transakcji oraz innych zdarzeń następujących w zbliżonych okolicznościach.
W przypadkach, gdy jest to konieczne, w sprawozdaniach jednostkowych dokonuje się korekt dostosowujących zasady rachunkowości stosowane przez
jednostkę do zasad stosowanych przez Grupę.
Spółki zależne konsolidowane są metodą pełną od dnia przejęcia, będącego dniem objęcia kontroli nad spółką, do dnia utraty tej kontroli, za wyjątkiem
spółek zależnych, których dane finansowe są nieistotne, w związku z czym nie są one objęte konsolidacją i są wyceniane według kosztu.
Objęcie kontroli nad jednostką stanowiącą przedsięwzięcie rozlicza się metodą przejęcia. Na dzień przejęcia, możliwe do zidentyfikowania nabyte aktywa
i przejęte zobowiązania jednostki przejmowanej stanowiącej przedsięwzięcie w rozumieniu MSSF 3, są wyceniane według ich wartości godziwej.
Nadwyżka kosztu przejęcia (przekazana zapłata wyceniana do wartości godziwej, kwota wszelkich niekontrolujących udziałów w jednostce przejmowanej
wycenionych zgodnie z MSSF 3 oraz w przypadku połączenia jednostek realizowanego etapami wartość godziwa na dzień przejęcia uprzednio
posiadanego udziału) nad kwotą netto ustalonej na dzień przejęcia wartości godziwej możliwych do zidentyfikowania nabytych aktywów i przejętych
zobowiązań jest ujmowana jako wartość firmy. W przypadku, gdy koszt przejęcia jest niższy od kwoty netto ustalonej na dzień przejęcia wartości godziwej
możliwych do zidentyfikowania nabytych aktywów i przejętych zobowiązań, różnica ta ujmowana jest jako zysk w rachunku zysków i strat na dzień
przejęcia (zysk z okazyjnego nabycia). Koszty transakcyjne ujmowane są w rachunku zysków i strat w momencie poniesienia a w przypadku kosztów
emisji ujmowane są jako pomniejszenie kapitałów własnych .
Spółki zależne konsolidowane są metodą pełną, udziały niekontrolujące prezentuje się w skonsolidowanym sprawozdaniu z sytuacji finansowej jako
kapitał własny przypadający udziałom niekontrolującym, oddzielnie od kapitału własnego przypadającego na akcjonariuszy Jednostki Dominującej.
W przypadku utraty kontroli nad jednostką zależną w danym okresie sprawozdawczym, w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym ujmowane są
wyniki jednostki za tę część roku objętego sprawozdaniem, w którym to okresie jednostka dominująca posiadała taką kontrolę.
Wspólne działania prezentowane są poprzez ujęcie odpowiednich części aktywów, zobowiązań, przychodów i kosztów.
Wspólne przedsięwzięcia oraz inwestycje w jednostki stowarzyszone wycenia się przy zastosowaniu metody praw własności. Udział Grupy w zysku lub
stracie netto jednostki, w której dokonano inwestycji, ujmuje się w pozycji Udział w wyniku finansowym jednostek wycenianych metodą praw własności w
ramach wyniku na działalności operacyjnej. W zakresie inwestycji w jednostki stowarzyszone Grupa wywiera znaczący wpływ gdy posiada bezpośrednio
lub pośrednio (np. poprzez jednostki zależne) od 20% do 49% praw głosu w jednostce, w której dokonano inwestycji, chyba że można w sposób oczywisty
wykazać, że jest inaczej. Natomiast, jeśli jednostka posiada bezpośrednio lub pośrednio (np. poprzez jednostki zależne) mniej niż 20% głosów w jednostce,
w której dokonano inwestycji, to zakłada się, że nie wywiera ona na tę jednostkę znaczącego wpływu, chyba że można w sposób oczywisty taki wpływ
wykazać. Posiadanie kontrolnego pakietu lub znaczącej części udziałów przez innego inwestora nie wyklucza możliwości wywierania znaczącego wpływu
przez jednostkę.
PROFESJONALNY OSĄD
Inwestycje w jednostkach zależnych i współkontrolowanych
Grupa, niezależnie od charakteru jej zaangażowania w danej jednostce (jednostce, w której dokonano inwestycji) określa swój status oceniając,
czy sprawuje kontrolę nad jednostką, w której dokonano inwestycji, a także czy sprawuje współkontrolę we wspólnym przedsięwzięciu biorąc
pod uwagę wszystkie fakty i okoliczności.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 20 / 141
PKN ORLEN jako Jednostka Dominująca Grupy jest podmiotem wielosegmentowym, odpowiednio alokowanym do wszystkich
segmentów operacyjnych i funkcji korporacyjnych.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 21 / 141
Wykaz jednostek wchodzących w skład Grup Kapitałowych niższego szczebla prezentowanych na schemacie konsolidacji
Nazwa Grupy kapitałowej/Spółki
Procentowy udział
Grupy we własności
jednostki
Siedziba
Segment
Podstawowa działalność
AB ORLEN Lietuva
Juodeikiai, Litwa
Rafineria, Petrochemia,
Energetyka, Funkcje
Korporacyjne
Przerób ropy naftowej,
wytwarzanie produktów
rafineryjnych oraz sprzedaż
hurtowa
ORLEN Eesti OÜ
100%
Tallin, Estonia
Rafineria
ORLEN Latvija SIA
100%
Ryga, Łotwa
Rafineria
UAB ORLEN Mockavos terminalas
100%
Lazdijų r. sav, Litwa
Rafineria
ORLEN Asfalt Sp. z o.o.
Płock, Polska
Rafineria
Produkcja i sprzedaż asfaltów
drogowych oraz specyfików
asfaltowych
ORLEN Asfalt Ceska Republika s.r.o.
100%
Pardubice, Czechy
Rafineria
ORLEN Południe S.A.
Trzebinia, Polska
Rafineria, Energetyka
Przerób ropy naftowej,
produkcja i sprzedaż biopaliw,
olejów
Bioenergy Project Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Energetyka
Bioutil Sp. z o.o.
100%
Buczek, Polska
Energetyka
CHP Energia Sp. z o.o.
100%
Szepietowo, Polska
Energetyka
Energomedia Sp. z o.o.
100%
Trzebinia, Polska
Energetyka
Konsorcjum Olejów Przepracowanych - Organizacja Odzysku Opakowań i
Olejów S.A.
90,00%
Jedlicze, Polska
Rafineria
ORLEN Unipetrol a.s.
Praga, Czechy
Funkcje Korporacyjne
Przerób ropy naftowej oraz
produkcja i dystrybucja
produktów rafineryjnych,
petrochemicznych i
chemicznych
ORLEN UniCRE a.s.
100%
Litvínov, Czechy
Funkcje Korporacyjne
ORLEN UNIPETROL RPA s.r.o.
100%
Litvínov, Czechy
Rafineria, Petrochemia,
Energetyka, Detal, Funkcje
Korporacyjne
Normbenz Magyarország Kft
100%
Budapeszt, Węgry
Detal
ORLEN UNIPETROL Deutschland GmbH
100%
Langen, Niemcy
Petrochemia
ORLEN UNIPETROL Doprava s.r.o.
100%
Litvínov, Czechy
Rafineria
ORLEN UNIPETROL Hungary Kft.
100%
Budaörs, Węgry
Rafineria
ORLEN UNIPETROL Slovakia s.r.o.
100%
Bratysława, Słowacja
Rafineria
Petrotrans s.r.o.
100%
Praga, Czechy
Rafineria
Spolana s.r.o.
100%
Neratovice, Czechy
Petrochemia
HC Verva Litvinov a.s.
70,95%
Litvínov, Czechy
Funkcje Korporacyjne
Paramo a.s.
100%
Pardubice, Czechy
Rafineria
ORLEN Serwis S.A.
Płock, Polska
Rafineria
Instalowanie maszyn
przemysłowych, sprzętu i
wyposażenia
ORLEN Service Česká Republika s.r.o.
100%
Litvínov, Czechy
Rafineria
UAB ORLEN Service Lietuva
100%
Juodeikiai, Litwa
Rafineria
ORLEN Eko Sp. z o.o.
Płock, Polska
Rafineria
Przetwarzanie i
unieszkodliwianie odpadów
niebezpiecznych
ORLEN EkoUtylizacja Sp. z o.o.
100%
Płock, Polska
Rafineria
Energa S.A.
Gdańsk, Polska
Energetyka
Wytwarzanie, dystrybucja, obrót
energią elektryczną i cieplną
oraz obrót gazem
CCGT Gdańsk Sp. z o.o.
100%
Gdańsk, Polska
Energetyka
CCGT Grudziądz Sp. z o.o.
100%
Grudziądz, Polska
Energetyka
CCGT Ostrołęka Sp. z o.o.
100%
Ostrołęka, Polska
Energetyka
Centrum Badawczo-Rozwojowe im. M. Faradaya Sp. z o.o.
100%
Gdańsk, Polska
Energetyka
Energa Finance AB
100%
Sztokholm, Szwecja
Energetyka
Energa Green Development Sp. z o.o.
100%
Gdańsk, Polska
Energetyka
Energa Informatyka i Technologie Sp. z o.o.
100%
Gdańsk, Polska
Energetyka
Energa Invest Sp. z o.o.
100%
Gdańsk, Polska
Energetyka
Energa Logistyka Sp. z o.o.
100%
Płock, Polska
Energetyka
Energa Oświetlenie Sp. z o.o.
100%
Sopot, Polska
Energetyka
Energa-Obrót S.A.
100%
Gdańsk, Polska
Energetyka
Enspirion Sp. z o.o.
100%
Gdańsk, Polska
Energetyka
Energa Kogeneracja Sp. z o.o.
64,59%
Elbląg, Polska
Energetyka
Energa Ciepło Kaliskie Sp. z o.o.
91,24%
Kalisz, Polska
Energetyka
Energa Ciepło Ostrołęka Sp. z o.o.
100%
Ostrołęka, Polska
Energetyka
Energa-Operator S.A.
100%
Gdańsk, Polska
Energetyka
Energa Operator Wykonawstwo Elektroenergetyczne Sp. z o.o.
100%
Słupsk, Polska
Energetyka
Energa Wytwarzanie S.A.
100%
Gdańsk, Polska
Energetyka
Energa Elektrownie Ostrołęka S.A.
89,64%
Ostrołęka, Polska
Energetyka
ECARB Sp. z o.o.
100%
Gdańsk, Polska
Energetyka
Energa Serwis Sp. z o.o.
100%
Ostrołęka, Polska
Energetyka
ENERGA MFW 1 Sp. z o.o.
100%
Gdańsk, Polska
Energetyka
ENERGA MFW 2 Sp. z o.o.
100%
Gdańsk, Polska
Energetyka
Energa Kogeneracja Sp. z o.o.
35,41%
Elbląg, Polska
Energetyka
Energa LBW 1 Sp. z o.o.
100%
Gdańsk, Polska
Energetyka
ORLEN Neptun I Sp. z o.o.
Warszawa, Polska
Energetyka
Wytwarzanie, przesyłanie,
dystrybucja i handel energią
elektryczną
ORLEN Neptun II Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Energetyka
ORLEN Neptun III Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Energetyka
ORLEN Neptun IV Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Energetyka
ORLEN Neptun V Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Energetyka
ORLEN Neptun VI Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Energetyka
ORLEN Neptun VII Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Energetyka
ORLEN Neptun VIII Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Energetyka
ORLEN Neptun IX Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Energetyka
ORLEN Neptun X Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Energetyka
ORLEN Neptun XI Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Energetyka
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 22 / 141
ORLEN Wind 3 Sp. z o.o.
Warszawa, Polska
Energetyka
Działalność holdingów
finansowych
Livingstone Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Energetyka
Nowotna Farma Wiatrowa sp. z o.o.
100%
Gdańsk, Polska
Energetyka
PGNiG TERMIKA S.A.
Warszawa, Polska
Energetyka
Produkcja, dystrybucja i
sprzedaż ciepła oraz energii
elektrycznej
PGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa S.A.
100%
Jastrzębie-Zdrój, Polska
Energetyka
PGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa - Technika Sp. z o.o.*
100%
Jastrzębie-Zdrój, Polska
Energetyka
PGNiG TERMIKA Energetyka Przemyśl sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Energetyka
PGNiG TERMIKA Energetyka Rozproszona sp. z o.o.
100%
Wrocław, Polska
Energetyka
Zakład Separacji Popiołów Siekierki Sp. z o.o.
70,00%
Warszawa, Polska
Energetyka
ORLEN Upstream Sp. z o.o.
Warszawa, Polska
Wydobycie
Poszukiwanie i rozpoznanie
złóż węglowodorów,
prowadzenie wydobycia ropy
naftowej i gazu ziemnego
KCK Atlantic Holdings Ltd.
100%
Calgary, Kanada
Wydobycie
ORLEN Upstream Canada Ltd.
100%
Calgary, Kanada
Wydobycie
LOTOS Upstream Sp. z o.o.
Gdańsk, Polska
Wydobycie
Działalność firm centralnych
(head offices) i holdingów
AB LOTOS Geonafta
100%
Gargżdai, Litwa
Wydobycie
UAB Genciu Nafta
100%
Gargżdai, Litwa
Wydobycie
UAB Manifoldas
100%
Gargżdai, Litwa
Wydobycie
LOTOS Exploration and Production Norge AS
100%
Stavanger, Norwegia
Wydobycie
LOTOS Petrobaltic S.A.
Gdańsk, Polska
Wydobycie
Pozyskiwanie oraz
eksploatacja złóż ropy naftowej
i gazu ziemnego
B8 Sp. z o.o.
100%
Gdańsk, Polska
Wydobycie
B8 Sp. z o.o. BALTIC S.K.A.
100%
Gdańsk, Polska
Wydobycie
Energobaltic Sp. z o.o.
100%
Władysławowo, Polska
Wydobycie
Miliana Shipholding Company Ltd.
100%
Nikozja, Cypr
Wydobycie
Bazalt Navigation Company Ltd.
100%
Nikozja, Cypr
Wydobycie
Granit Navigation Company Ltd.
100%
Nikozja, Cypr
Wydobycie
Kambr Navigation Company Ltd.
100%
Nikozja, Cypr
Wydobycie
Miliana Shipmanagement Ltd.
100%
Nikozja, Cypr
Wydobycie
Petro Aphrodite Company Ltd.
100%
Nikozja, Cypr
Wydobycie
Petro Icarus Company Ltd.
100%
Nikozja, Cypr
Wydobycie
St. Barbara Navigation Company Ltd.
100%
Nikozja, Cypr
Wydobycie
Technical Ship Management Sp. z o.o.
100%
Gdańsk, Polska
Wydobycie
SPV Baltic Sp. z o.o.
100%
Gdańsk, Polska
Wydobycie
SPV Petro Sp. z o.o.
100%
Gdańsk, Polska
Wydobycie
Exalo Drilling S.A.
Piła, Polska
Wydobycie
Działalność usługowa
wspomagająca eksploatację
złóż ropy naftowej i gazu
ziemnego
Exalo Diament Sp. z o.o.
100%
Zielona Góra, Polska
Wydobycie
EXALO DRILLING UKRAINE LLC
100%
Kijów, Ukraina
Wydobycie
Oil Tech International F.Z.E.
100%
Ajman, Zjednoczone Emiraty Arabskie
Wydobycie
Zakład Gospodarki Mieszkaniowej sp. z o.o.
100%
Piła, Polska
Wydobycie
ORLEN Deutschland GmbH
Elmshorn, Niemcy
Detal
Sprzedaż paliwa na stacjach
benzynowych
ORLEN Deutschland Betriebsgesellschaft GmbH
100%
Elmshorn, Niemcy
Detal
RUCH S.A.
Warszawa, Polska
Detal
Sprzedaż detaliczna gazet i
artykułów piśmiennych
prowadzona w
wyspecjalizowanych sklepach
Fincores Business Solutions Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Detal
RUCH Marketing Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Detal
Ruch Nieruchomości V Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Detal
ORLEN Centrum Usług Korporacyjnych Sp. z o.o.
Płock, Polska
Funkcje Korporacyjne
Usługi w zakresie obsługi
rachunkowo-księgowej
podmiotów gospodarczych,
obsługi wynagrodzeń,
inwentaryzacji, majątku a także
kontrolingu i analiz
finansowych
Energa Centrum Usług Wspólnych Sp. z o.o.
100%
Gdańsk, Polska
Funkcje Korporacyjne
ORLEN Holding Malta Ltd.
St. Julians, Malta
Funkcje Korporacyjne
Działalność finansowa oraz
zarządzanie innymi
podmiotami
Orlen Insurance Ltd.
100%
St. Julians, Malta
Funkcje Korporacyjne
Polska Spółka Gazownictwa Sp. z o.o.
Tarnów, Polska
Gaz
Dystrybucja paliw gazowych w
systemie sieciowym
Gaz Sp. z o.o.
100%
Błonie, Polska
Gaz
PSG Inwestycje Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Gaz
Gas Storage Poland Sp. z o.o.
Dębogórze, Polska
Gaz
Górnictwo gazu ziemnego
Ośrodek Badawczo-Rozwojowy Górnictwa Surowców Chemicznych
CHEMKOP Sp. z o.o.*
92,82%
Kraków, Polska
Gaz
PGNiG Supply & Trading GmbH
Monachium, Niemcy
Gaz
Handel paliwami gazowymi w
systemie sieciowym
PGNiG Supply&Trading Polska Sp. z o.o.*
100%
Warszawa, Polska
Gaz
PST Europe Sales GmbH w likwidacji
100%
Monachium, Niemcy
Gaz
XOOL GmbH w likwidacji
100%
Monachium, Niemcy
Gaz
PST LNG SHIPPING LIMITED*
100%
Londyn, Wielka Brytania
Gaz
PST LNG TRADING LIMITED*
100%
Londyn, Wielka Brytania
Gaz
GAS - TRADING S.A.*
Warszawa, Polska
Gaz
Obrót i dystrybucja gazem
ziemnym i płynnym, budowa
rurociągów naftowych i
gazowych oraz stacji sprężania
gazu ziemnego
Gas-Trading Podkarpacie sp. z o.o.*
78,82%
Dębica, Polska
Gaz
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 23 / 141
Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych
Warszawa, Polska
Gaz
Pozostałe ubezpieczenia
osobowe oraz ubezpieczenia
majątkowe
Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych na Życie
100%
Warszawa, Polska
Gaz
Polska Press Sp. z o.o.
Warszawa, Polska
Funkcje Korporacyjne
Wydawanie gazet
PL24 Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Funkcje Korporacyjne
Pro Media Sp. z o.o.
53,00%
Opole, Polska
Funkcje Korporacyjne
ORLEN Ochrona Sp. z o.o.
Płock, Polska
Funkcje Korporacyjne
Ochrona osób i mienia
UAB ORLEN Apsauga
100%
Juodeikiai, Litwa
Funkcje Korporacyjne
PGNiG Serwis Sp. z o.o.
Lublin, Polska
Funkcje Korporacyjne
Działalność rachunkowo-
księgowa; doradztwo
podatkowe
Polskie Centrum Brokerskie sp. z o.o.*
100%
Warszawa, Polska
Funkcje Korporacyjne
* spółki nie objęte konsolidacją metodą pełną ze względu na niematerialność
7.2. Zmiany w strukturze udziałowej Grupy ORLEN od 1 stycznia do 31 grudnia 2022
w dniu 17 lutego 2022 roku dokonano zmiany nazwy spółki z UAB Mockavos terminalas na UAB ORLEN Mockavos terminalas;
w dniu 7 marca 2022 roku Polska Press Sp. z o.o. nabyła 100% udziałów w spółce PL24 Sp. z o.o.;
w dniu 17 marca 2022 roku dokonano wpisu przeniesienia własności 10 akcji imiennych w kapitale zakładowym Konsorcjum
Olejów Przepracowanych - Organizacja Odzysku Opakowań i Olejów S.A. na rzecz spółki ORLEN Południe S.A., w wyniku
czego udział spółki ORLEN Południe S.A. w kapitale zakładowym Konsorcjum Olejów Przepracowanych - Organizacja
Odzysku Opakowań i Olejów Spółka Akcyjna wzrósł do 90%;
w dniu 5 maja 2022 roku Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ORLEN Neptun I Sp. z o.o. podjęło uchwałę w sprawie
wniesienia aportu w postaci udziałów należących do PKN ORLEN i reprezentujących 100% kapitału zakładowego w spółkach
ORLEN Neptun II – ORLEN Neptun XI;
W związku z powyższym ORLEN Neptun I Sp. z o.o. posiada własną grupę kapitałową w skład, której wchodzi 10 spółek
ORLEN Neptun II-XI. Tym samym spółki ORLEN Neptun II-XI nie podlegają już bezpośrednio pod PKN ORLEN;
w dniu 25 maja 2022 roku została zarejestrowana w KRS zmiana nazwy z ENERGA OZE S.A. na ENERGA Wytwarzanie S.A.;
w dniu 26 maja 2022, zawiązano nową spółkę w Grupie ENERGA w Linii Biznesowej Wytwarzania – Energa LBW 1 Sp. z o.o.;
w dniu 1 sierpnia 2022 roku nastąpiło połączenie z Grupą LOTOS i objęcie kontrolą spółek z byłej Grupy LOTOS, które w
momencie połączenia weszły w skład Grupy ORLEN, tj.: LOTOS Oil Sp. z o.o., LOTOS Asfalt Sp. z o.o, LOTOS Kolej Sp. z
o.o., LOTOS Serwis Sp. z o.o., Grupa LOTOS Petrobaltic, Grupa LOTOS Upstream, LOTOS SPV 3 Sp. z o.o., LOTOS SPV
4 Sp. z o.o., LOTOS SPV 5 Sp. z o.o. , LOTOS SPV 6 Sp. z o.o., LOTOS Green H2 Sp. z o.o., LOTOS Lab Sp. z o.o., LOTOS
Ochrona Sp. z o.o., LOTOS Straż Sp. z o.o. Więcej informacji w nocie 7.3.1;
w dniu 19 sierpnia 2022 została zawiązana nowa spółka: ORLEN Trading Switzerland GmbH z siedzibą w Szwajcarii. Spółka
została zarejestrowana z dniem 24 sierpnia 2022 roku;
w dniu 2 listopada 2022 roku nastąpiło połączenie PKN ORLEN z PGNiG S.A., i objęcie kontrolą spółek z byłej Grupy PGNiG,
które w momencie połączenia weszły w skład Grupy ORLEN, tj.: Grupa Exalo Drilling, Grupa Gas Storage Poland, GEOFIZYKA
Toruń S.A., PGNiG Obrót Detaliczny, Grupa PGNiG Serwis, Grupa PGNiG Supply & Trading, PGNiG Technologie, Grupa
PGNiG TERMIKA, PGNiG Upstream North Africa B.V., PGNiG Upstream Norway AS, Grupa Polska Spółka Gazownictwa,
Grupa Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych, PGNiG GAZOPROJEKT S.A., Grupa Gas-Trading S.A, PGNiG
SPV6 Sp. z o.o., PGNiG SPV7 Sp. z o.o., PGNiG Upstream Polska Sp. z o.o., PGNiG SPV9 Sp. z o.o., PGNiG SPV10 Sp. z
o.o., LLC Karpatgazvydobuvannya, Solgen Sp. z o.o. Więcej informacji w nocie 7.3.2.;
w dniu 30 listopada 2022 roku PKN ORLEN podpisał z Aramco Overseas Company B.V. przyrzeczoną umowę sprzedaży na
rzecz Aramco 30% udziałów w Rafinerii Gdańskiej Sp. z o.o. W konsekwencji Grupa ujęła w pozostałej działalności operacyjnej
wynik na zbyciu udziałów w Rafinerii Gdańskiej w kwocie (527) mln PLN będący różnicą pomiędzy wartością 30% aktywów
netto na dzień transakcji a wartością otrzymanej zapłaty od Aramco. Utrzymana po transakcji inwestycja w Rafinerii Gdańskiej
jest ujmowana przez Grupę jako wspólne ustalenie umowne stanowiące wspólne działanie (joint operation). Więcej informacji
w nocie 7.4.i 13.11;
w dniu 1 grudnia 2022 roku spółka ORLEN Unipetrol RPA s.r.o. nabyła 100% udziałów w spółce Normbenz Magyarorság Kft
z siedzibą w Budapeszcie. Więcej informacji w nocie 7.3.3.;
w dniu 30 grudnia 2022 roku została zarejestrowana w KRS zmiana firmy spółki PGNiG SPV 8 sp. z o.o. na PGNiG Upstream
Polska Sp. z o.o.
Informacje na temat jednostek współkontrolowanych i stowarzyszonych zostały zaprezentowane w nocie 14.3 .
7.3. Rozliczenie transakcji nabycia akcji i udziałów zgodnie z MSSF 3 Połączenia jednostek
7.3.1. Rozliczenie połączenia z Grupa LOTOS S.A. zgodnie z MSSF 3
W dniu 1 sierpnia 2022 roku Sąd Rejonowy dla Łodzi-Śródmieścia w Łodzi XX Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego
dokonał rejestracji połączenia PKN ORLEN ze spółką Grupa LOTOS S.A. („Grupa LOTOS”), („Połączenie”) oraz zmian Statutu PKN
ORLEN uchwalonych przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie PKN ORLEN w dniu 21 lipca 2022 roku obejmujących podwyższenie
kapitału zakładowego Spółki oraz zmiany w składzie Rady Nadzorczej oraz Zarządu Spółki.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 24 / 141
Połączenie przeprowadzone zostało zgodnie z art. 492 § 1 pkt 1 KSH, w związku z czym z dniem 1 sierpnia 2022 roku, czyli z dniem
wpisu do rejestru przedsiębiorców KRS przez sąd rejonowy, PKN ORLEN przejął cały majątek Grupy LOTOS i z zastrzeżeniem wyjątków
wynikających z przepisów prawa, wstąpił we wszystkie prawa i obowiązki Grupy LOTOS w ramach sukcesji uniwersalnej. W
szczególności, z dniem Połączenia przeszły na Spółkę zezwolenia, koncesje oraz ulgi udzielone Grupie LOTOS, chyba że ustawa lub
decyzja o udzieleniu zezwolenia, koncesji lub ulgi stanowi inaczej. Jednocześnie nastąpiło podwyższenie kapitału zakładowego Spółki w
drodze emisji akcji, które Spółka wydała akcjonariuszom Grupy LOTOS („Akcje Połączeniowe”).
Kapitał zakładowy Spółki został podwyższony z kwoty 534 636 326,25 PLN do kwoty 783 059 906,25 PLN w drodze emisji Akcji
Połączeniowych, tj. 198 738 864 akcji zwykłych na okaziciela serii E Spółki o wartości nominalnej 1,25 PLN każda, o łącznej wartości
nominalnej w kwocie 248 423 580 PLN. Akcje Połączeniowe zostały przyznane akcjonariuszom Grupy LOTOS, zgodnie z ustalonym
parytetem wymiany, w ramach którego w zamian za 1 akcję Grupy LOTOS akcjonariusze Grupy LOTOS otrzymali 1,075 akcji PKN
ORLEN (Akcji Połączeniowych). W związku z tym, że liczba przyznanych akcji musiała stanowić liczbę naturalną, w zamian za
nieprzyznane ułamki Akcji Połączeniowych wynikające z zastosowania parytetu wymiany akcji akcjonariusze Grupy LOTOS otrzymali
odpowiednie dopłaty w gotówce.
Powody i cele strategiczne przeprowadzenia Połączenia
Grupa LOTOS, nad którą kontrolę objął PKN ORLEN w ramach Połączenia, była drugim co do wielkości w Polsce koncernem naftowym,
zajmującym się wydobyciem i przerobem ropy naftowej oraz sprzedażą hurtową i detaliczną produktów naftowych. Grupa LOTOS była
producentem i dostawcą m.in. benzyny bezołowiowej, oleju napędowego, oleju napędowego do celów opałowych (lekki olej opałowy),
paliwa lotniczego oraz ciężkiego oleju opałowego. Koncern specjalizował się także w produkcji i sprzedaży olejów smarowych i asfaltów.
Spółki z byłej Grupy LOTOS, które w momencie Połączenia weszły w skład Grupy ORLEN, zajmują się wydobyciem węglowodorów w
Polskiej Wyłącznej Strefie Ekonomicznej Morza Bałtyckiego, jak również prowadzą prace poszukiwawczo-wydobywcze w zakresie
eksploatacji złóż ropy naftowej w obszarze Norweskiego Szelfu Kontynentalnego oraz na terytorium Litwy.
Transakcja połączenia z Grupą LOTOS jest kolejnym krokiem w ramach realizowanej przez Grupę ORLEN strategii budowy silnego i
zdywersyfikowanego koncernu multienergetycznego, zdolnego do stawienia czoła wyzwaniom transformacji energetycznej zakładającej
stopniowe odchodzenie od węglowodorów i paliw konwencjonalnych na rzecz nowych i bardziej zrównoważonych źródeł energii.
Połączony koncern będzie miał większe możliwości dywersyfikacji prowadzonej działalności i konkurowania z wiodącymi podmiotami
aktywnymi na europejskim i globalnym rynku, jak również realizacji inwestycji wspierających dążenia koncernu do osiągnięcia
doskonałości operacyjnej w dotychczasowych obszarach działalności takich jak wydobycie i produkcja rafineryjna. W perspektywie 2030
roku Grupa ORLEN dąży do tego, aby stać się jednym z największych zintegrowanych producentów petrochemii w Europie. Dodatkowo,
wychodząc naprzeciw wyzwaniom transformacji, połączony koncern zamierza inwestować znaczne środki w rozwój technologii recyklingu
tworzyw sztucznych. Ponadto, poprzez połączenie Grupa ORLEN realizuje swoje cele strategiczne związane z utrzymaniem i
wzmocnieniem pozycji regionalnego lidera w obszarze sprzedaży detalicznej z ponad 3 500 stacjami paliw na siedmiu rynkach Europy
Środkowo-Wschodniej, posiadającego rozbudowaną sieć ładowarek do pojazdów elektrycznych. Równocześnie, połączony koncern
będzie posiadał skalę i środki umożliwiające rozwój w najbardziej innowacyjnych i często nieskomercjalizowanych jeszcze obszarach
takich, jak chociażby wodór. W tym procesie kompetencje i aktywa Grupy LOTOS będą odgrywać kluczową rolę. W konsekwencji
zrealizowane połączenie z Grupą LOTOS i związane z nim inicjatywy przyczynią się do zwiększenia bezpieczeństwa energetycznego
Polski i regionu, które jest szczególnie istotne w obecnej sytuacji geopolitycznej.
Spełnienie wymaganych warunków w celu przeprowadzenia Połączenia
Kluczowe warunki, których spełnienie się było niezbędne do przeprowadzenia połączenia z Grupą LOTOS S.A. były następujące:
1. podjęcie stosownych uchwał połączeniowych przez Walne Zgromadzenie Grupy LOTOS zawierających w szczególności zgodę na
Plan Połączenia oraz zgodę na proponowane zmiany w statucie PKN ORLEN w związku z połączeniem – podjęte w dniu 20 lipca
2022 roku;
2. podjęcie stosownych uchwał połączeniowych przez Walne Zgromadzenie PKN ORLEN, w tym w szczególności w sprawie
podwyższenia kapitału zakładowego PKN ORLEN w związku z Połączeniem, w sprawie ustalenia tekstu jednolitego Statutu
uwzględniającego (obejmującego) zmiany proponowane w związku z połączeniem, jako zmianę Statutu oraz w sprawie wyrażenia
zgody na dopuszczenie i wprowadzenie akcji połączeniowych do obrotu na rynku regulowanym – podjęte w dniu 21 lipca 2022 roku;
3. spełnienie wymagań określonych w Decyzji Komisji Europejskiej z dnia 14 lipca 2020 roku i wdrożenie Środków Zaradczych w
zakresie dezinwestycji oraz wykonania części zobowiązań behawioralnych (pozostała część zobowiązań została rozciągnięta w
czasie w okresie po Połączeniu) – opisane poniżej;
4. uzyskanie zgody Rady Ministrów Rzeczypospolitej Polskiej na Połączenie wymaganej przepisem art. 13 ust. 5 w zw. z ust. 1 pkt 9) i
23) Ustawy o Zasadach Zarządzania – Rada Ministrów wyraziła zgodę w dniu 19 lipca 2022 roku;
5. braku zgłoszenia sprzeciwu przez ministra właściwego do spraw aktywów państwowych co do następczego nabycia przez Skarb
Państwa znaczącego uczestnictwa w Spółce – decyzja w sprawie braku sprzeciwu została wydana w dniu 27 czerwca 2022 roku;
Spełnienie wymagań określonych w Decyzji Komisji Europejskiej i wdrożenie Środków Zaradczych
W dniu 27 lutego 2018 r. pomiędzy Spółką a Skarbem Państwa podpisany został list intencyjny dotyczący dokonania koncentracji
pomiędzy Spółką a Grupą LOTOS. Dokonanie koncentracji zgodnie z obowiązującymi regulacjami wymagało zgody Komisji Europejskiej.
W rezultacie przeprowadzonego postępowania, w dniu 14 lipca 2020 r. Komisja Europejska wydała pozytywną decyzję warunkową w
sprawie Koncentracji na podstawie art. 8 ust. 2 akapit drugi Rozporządzenia Rady (WE) nr 139/2004 z dnia 20 stycznia 2004 r. w sprawie
kontroli koncentracji przedsiębiorstw (rozporządzenie w sprawie kontroli łączenia przedsiębiorstw) (Dz. Urz. UE. L Nr 24, str. 1). W związku
z powyższym Spółka została zobowiązana wykonać określone w treści tej decyzji Środki Zaradcze mające na celu zapobieżenie
wystąpieniu negatywnych skutków planowanej koncentracji dla konkurencji na właściwych rynkach. Środki Zaradcze obejmowały
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 25 / 141
zobowiązania o charakterze strukturalnym oraz behawioralnym, odnoszące się do struktury oraz polityki przedsiębiorstw uczestniczących
w koncentracji – PKN ORLEN i Grupy LOTOS, w tym zobowiązania do zawarcia umów obejmujących również dezinwestycje aktywów w
następujących obszarach: i) produkcji paliw oraz działalności hurtowej; (ii) logistyki paliw; (iii) działalności detalicznej; (iv) działalności
związanej z paliwem lotniczym; (v) produkcji biopaliw oraz (vi) rynku asfaltu. Środki Zaradcze uznano za integralną część decyzji oraz
niezbędny warunek koncentracji. W celu ich wdrożenia Spółka oraz Grupa LOTOS zawarły szereg umów o charakterze umów
przedwstępnych lub warunkowych, zobowiązujących Spółkę oraz Grupę LOTOS do dokonania określonych dezinwestycji, które zostały
zatwierdzone w dniu 20 czerwca 2022 roku przez Komisję Europejską, umożliwiając tym samym finalizację połączenia z Grupą LOTOS.
Wykonanie Środków Zaradczych obejmujących zawarcie umów przyrzeczonych z poszczególnymi nabywcami oraz w zależności od
przypadku wejście w życie umów warunkowych miało nastąpić w terminie 6 miesięcy od dnia ich zatwierdzenia przez Komisję Europejską.
Na dzień sporządzenia niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego wszystkie Środki Zaradcze zostały wykonane.
W ramach wykonania Środków Zaradczych w obszarze rynku produkcji paliw oraz rynku hurtowej sprzedaży paliw w dniu 30 listopada
2022 roku Spółka podpisała z:
1. Aramco Overseas Company B.V. („Aramco”) przyrzeczoną umowę sprzedaży na rzecz Aramco 100% udziałów w LOTOS SPV 1 Sp.
z o.o. („LOTOS SPV 1”), do której na skutek podziału LOTOS Paliwa Sp. z o.o. („LOTOS Paliwa”) w dniu 31 października 2022 roku
wniesiona została zorganizowana część przedsiębiorstwa tej spółki obejmująca działalność w zakresie hurtowej sprzedaży paliw, za
cenę, na którą składa się element stały w kwocie ok. 1 mld PLN oraz element zmienny, zależny od wysokości długu netto oraz kapitału
obrotowego LOTOS SPV 1 w dniu podpisania umowy przyrzeczonej;
2. Aramco przyrzeczoną umowę sprzedaży na rzecz Aramco 30% udziałów w Rafinerii Gdańskiej Sp. z o.o. („Rafineria Gdańska”), do
której aportem wniesiona została rafineria w Gdańsku („Rafineria”), za cenę, na którą składa się element stały w kwocie ok. 1,15 mld
PLN oraz element zmienny, zależny od wysokości długu netto oraz kapitału obrotowego Rafinerii Gdańskiej w dniu podpisania umowy
przyrzeczonej. Dodatkowe informacje w nocie 7.4,
3. Aramco i Rafinerią Gdańską umowę joint venture („Umowa JV”) określającą warunki współpracy wspólników w Rafinerii Gdańskiej,
w tym w zakresie przyjętego w niej ładu korporacyjnego (corporate governance) oraz przyznanych im uprawnień;
4. LOTOS SPV 1 oraz Rafinerią Gdańską umowę processingową („Processing Agreement”), która obowiązywać będzie w okresie
obowiązywania Umowy JV. Na podstawie Processing Agreement, Rafineria Gdańska będzie świadczyć na rzecz PKN ORLEN oraz
LOTOS SPV 1 („Procesorzy”) usługi związane z przerobem surowców dostarczonych przez Procesorów w celu uzyskiwania dla
Procesorów produktów rafineryjnych. Każdy z Procesorów będzie właścicielem dostarczanych przez siebie surowców oraz produktów
rafineryjnych uzyskiwanych z tych surowców;
5. LOTOS SPV 1 oraz Rafinerią Gdańską umowę na odbiór produktów („Offtake Agreement”), która obowiązywać będzie w okresie
obowiązywania Umowy JV. Na podstawie Offtake Agreement LOTOS SPV 1 będzie uprawniona, ale nie zobowiązana, do zakupu
od Spółki co roku określonych ilości oleju napędowego i benzyny bezołowiowej („Produkty”);
6. LOTOS SPV 1 umowę ramową określającą warunki utrzymywania przez Spółkę na zlecenie LOTOS SPV 1 zapasów obowiązkowych
ropy naftowej, obowiązującą w okresie 10 lat od dnia jej wejścia w życie;
7. LOTOS SPV 1 umowę ramową określającą warunki świadczenia przez Spółkę na zlecenie LOTOS SPV 1 usług outsourcingu logistyki
kolejowej, obowiązującą w okresie obowiązywania Processing Agreement oraz Offtake Agreement.
W ramach wykonania Środków Zaradczych w obszarze rynku biopaliw w dniu 3 października 2022 roku Grupa podpisała umowę
sprzedaży 100% udziałów w LOTOS Biopaliwa spółce Rossi Biofuel Zrt. Umowie zbycia 100 proc. udziałów w spółce LOTOS Biopaliwa
towarzyszy 4-letni kontrakt, który PKN ORLEN zawarł na zakup biokomponentów wytwarzanych w Czechowicach-Dziedzicach.
W ramach wdrożenia Środków Zaradczych w obszarze rynku sprzedaży detalicznej paliw w dniu 30 listopada 2022 roku Spółka podpisała
z:
1. MOL Hungarian Oil and Gas Public Limited Company („MOL”) przyrzeczoną umowę sprzedaży na rzecz MOL 100% udziałów w
LOTOS Paliwa, za cenę, na którą składa się element stały w kwocie ok. 610 mln USD oraz element zmienny, zależny od wysokości
długu netto oraz kapitału obrotowego LOTOS Paliwa w dniu w którym podpisano umowę przyrzeczoną;
2. LOTOS Paliwa umowę sprzedaży na rzecz tej spółki paliw, obowiązującą w okresie do 8 lat od dnia jej wejścia w życie;
3. LOTOS Paliwa umowę licencyjną określającą warunki korzystania przez LOTOS Paliwa ze znaków towarowych wykorzystywanych
na stacjach LOTOS dla potrzeb przeprowadzenia ich rebrandingu po nabyciu udziałów w LOTOS Paliwa przez MOL, obowiązującą
w okresie 5 lat od dnia jej wejścia w życie.
Dodatkowo, w dniu 2 listopada 2022 roku został zarejestrowany podział LOTOS Paliwa w wyniku którego do spółki LOTOS SPV5 Sp. z
o.o. wniesiona została zorganizowana część przedsiębiorstwa w postaci części stacji paliw nie objętych Środkami Zaradczymi.
W celu wdrożenia Środków Zaradczych w obszarze rynku paliwa lotniczego w dniu 30 listopada 2022 roku Spółka podpisała z Aramco
przyrzeczoną umowę sprzedaży na rzecz Aramco wszystkich udziałów posiadanych przez Spółkę w LOTOS-Air BP Polska sp. z o.o.
(„LOTOS-Air BP”). W związku z powyższym spełniły się wszystkie warunki wejścia w życie umów zawartych pomiędzy Spółką a LOTOS-
Air BP w dniu 12 stycznia 2022 roku, tj.:
1. warunkowej umowy sprzedaży na rzecz LOTOS-Air BP paliwa lotniczego, obowiązującej w okresie do 15 lat od dnia jej wejścia w
życie;
2. warunkowej umowy składu paliwa lotniczego LOTOS-Air BP w terminalu paliw Spółki, obowiązującej w okresie do 15 lat od dnia jej
wejścia w życie;
3. warunkowej umowy świadczenia usług wsparcia działalności operacyjnej w przypadku wystąpienia siły wyższej pomiędzy PKN
ORLEN, ORLEN Aviation a LOTOS-Air BP, obowiązującej w okresie do 15 lat od dnia jej wejścia w życie.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 26 / 141
W celu wdrożenia Środków Zaradczych w obszarze rynku logistyki paliw miały miejsce następujące zdarzenia:
1. W dniu 1 grudnia 2022 roku została zawarta pomiędzy PKN ORLEN a LOTOS Terminale S.A. z siedzibą w Czechowicach
Dziedzicach („LOTOS Terminale”) przy udziale Unimot S.A. umowa Przeniesienia Zorganizowanej Części Przedsiębiorstwa w
ramach której PKN ORLEN wniósł aportem do LOTOS Terminale cztery bazy paliw zlokalizowane w Gdańsku, Szczecinie, Gutkowie
i Bolesławcu.
2. W tym samym dniu została zawarta umowa pomiędzy PKN ORLEN, Unimot S.A. oraz LOTOS Terminale w przedmiocie
udostępnienia nieruchomości i rozliczenia nakładów dotyczących realizacji inwestycji w zakresie budowy bazy paliw w Szczecinie.
3. W dniu 7 kwietnia 2023 roku zawarta została umowa rozporządzająca pomiędzy PKN ORLEN S.A. a Unimot Investments spółka z
ograniczoną odpowiedzialnością („Unimot Investments”), przenosząca na Unimot Investments 100% akcji w LOTOS Terminale. Tym
samym weszła w życie również podpisana 12 stycznia 2022 roku warunkowa umowa składu paliw pomiędzy PKN ORLEN a Unimot
Investments, umożliwiająca PKN ORLEN korzystanie z pojemności magazynowej w należących do LOTOS Terminale bazach paliw
zlokalizowanych w Gdańsku, Szczecinie, Gutkowie i Bolesławcu, zawarta na okres 10 lat od dnia jej wejścia w życie;
W ramach wdrożenia Środków Zaradczych w obszarze rynku asfaltu miały miejsce następujące zdarzenia:
1. W dniu 2 listopada 2022 roku został zarejestrowany podział Rafineria Gdańska Sp. z o.o. (dawniej LOTOS Asfalt) w wyniku którego
do spółki LOTOS SPV2 Sp. z o.o. wniesiona została zorganizowana część przedsiębiorstwa w postaci Działalności Bitumenowej
spółki Rafineria Gdańska Sp. z o.o. Dodatkowo zmianie uległa nazwa spółki z LOTOS SPV 2 na Uni - Bitumen Sp. z o.o. W dniu 15
listopada 2022 roku PKN ORLEN podpisał umowę aportową, na bazie której udziały w spółce Uni-Bitumen Sp. z o.o. zostały
wniesione aportem do LOTOS Terminale, w wyniku czego spółka LOTOS Terminale stała się właścicielem 100% udziałów tej spółki.
2. W dniu 7 kwietnia 2023 roku zawarta została umowa rozporządzająca pomiędzy PKN ORLEN S.A. a Unimot Investments spółka z
ograniczoną odpowiedzialnością („Unimot Investments”), przenosząca na Unimot Investments 100% akcji w LOTOS Terminale. Tym
samym weszła w życie również podpisana 12 stycznia 2022 roku umowa sprzedaży asfaltów na rzecz Uni-Bitumen Sp. z o.o. ,
zawarta na okres 10 lat od dnia jej wejścia w życie z możliwością przedłużenia na kolejne dwa pięcioletnie okresy na warunkach
uprzednio uzgodnionych pomiędzy stronami.
Zgodnie ze zobowiązaniami wynikającymi z decyzji Komisji Europejskiej z dnia 14 lipca 2020 roku w stosunku do działalności
dezinwestowanych (z wyłączeniem zbywanej działalności obejmującej udziały w Rafinerii Gdańskiej) został wprowadzony szereg
mechanizmów ochronnych mających na celu odseparowanie działalności spółek objętych Środkami Zaradczymi od pozostałej
działalności Grupy ORLEN, które miały funkcjonować aż do ostatecznego zbycia tych inwestycji. W związku z powyższym Grupa
przeprowadziła szczegółową analizę faktów i okoliczności związanych z funkcjonowaniem tych mechanizmów ochronnych w celu
ustalenia, czy spełnione są kryteria sprawowania kontroli wskazane w MSSF 10.
W szczególności mechanizmy ochronne obejmowały m.in.:
obowiązek utrzymania zbywanych działalności w stanie niepogorszonym,
obowiązek w zakresie odseparowania działalności zbywanych spółek od pozostałej działalności Grupy ORLEN,
obowiązek w zakresie ograniczenia przepływu informacji poufnych dotyczących Zbywanych Działalności.
Na bazie dokonanej analizy, Grupa dokonała profesjonalnego osądu, w ramach którego oceniła, że na dzień połączenia jak również w
okresie do zbycia spółek, które podlegały dezinwestycji w ramach realizacji Środków Zaradczych, Grupa nie sprawowała nad nimi kontroli
w myśl zapisów MSSF 10, z wyłączeniem Rafinerii Gdańskiej wobec której powyższe mechanizmy nie miały zastosowania. W
konsekwencji Grupa zaklasyfikowała na dzień połączenia inwestycje w spółkach LOTOS Terminale S.A., LOTOS Infrastruktura S.A.,
RCEkoenergia Sp. z o.o., LOTOS SPV 2 Sp. z o.o., LOTOS Paliwa Sp. z o.o., LOTOS SPV 1 Sp. z o.o., LOTOS Biopaliwa Sp. z o.o.,
LOTOS-Air BP Polska Sp. z o.o., jako aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej przez wynik finansowy zgodnie z MSSF 9 i
zaprezentowała je w pozycji pozostałych aktywów.
Ponadto na dzień połączenia Grupa dokonała analizy klasyfikacji grupy aktywów spółki Rafineria Gdańska Sp. z o.o. dotyczących
działalności rafineryjnej oraz bitumenowej (asfaltowej) jako przeznaczone do sprzedaż zgodnie z MSSF 5. Grupy aktywów dotyczące
działalności rafineryjnej i asfaltowej zostały nabyte przez Grupę wyłącznie z zamiarem odsprzedaży w ramach realizacji Środków
Zaradczych, zostaną sprzedane w przeciągu 1 roku i osiągną gotowość do sprzedaży w krótkim okresie następującym po dniu nabycia
(nieco ponad 3 miesiące od dnia połączenia). Tym samym Grupa oceniła, że na dzień połączenia spełniają one kryteria do rozpoznania
jako przeznaczone do sprzedaży zgodnie z MSSF 5. Działalność rafineryjna po zbyciu 30% udziałów w spółce Rafineria Gdańska Sp. z
o.o. do Aramco będzie objęta umową joint venture pomiędzy PKN ORLEN a Aramco i Rafinerią Gdańską i w oparciu o odrębną analizę
Grupa oceniła, że w konsekwencji utrzymana po transakcji inwestycja w Rafinerii Gdańskiej jest ujmowana jako wspólne ustalenie
umowne stanowiące wspólne działanie (joint operation). Dodatkowe informacje nota 7.4.
Dodatkowe umowy towarzyszące Połączeniu
PKN ORLEN zawarł z MOL warunkową, ramową umowę sprzedaży ("Umowa Ramowa"), w wyniku której podmioty należące do Grupy
ORLEN nabędą od MOL do 144 stacji paliw zlokalizowanych na Węgrzech oraz do 41 stacji paliw zlokalizowanych na Słowacji za łączną
cenę nie przekraczającą 229 mln EUR („Transakcje”). Cena na dzień rozliczenia Transakcji będzie podlegała korekcie wynikającej ze
zmiany poziomu długu netto oraz kapitału obrotowego w nabywanych aktywach w porównaniu do ich wartości referencyjnych. W dniu 1
grudnia 2022 roku w ramach realizacji powyższych umów ORLEN Unipetrol RPA, zawarła z MOL Hungarian Oil and Gas Public Limited
Company umowę nabycia 100 proc. udziałów w firmie Normbenz Magyarorság Kft, będącej właścicielem 79 stacji paliw zlokalizowanych
na Węgrzech. Więcej informacji w nocie 7.3.3.
Dodatkowo PKN ORLEN podpisał z Saudi Arabian Oil Company długoterminową umowę na dostawy ropy naftowej do spółek z Grupy
ORLEN. Na podstawie tej umowy, PKN ORLEN po połączeniu zagwarantuje dostawy ropy naftowej od Saudi Arabian Oil Company do
Grupy ORLEN w ilości od 200 do 337 tys. baryłek dziennie.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 27 / 141
PKN ORLEN podpisał także z Saudi Arabian Oil Company oraz Saudi Basic Industries Corporation umowę o współpracy celem analizy,
przygotowania i realizacji wspólnych inwestycji w sektorze petrochemicznym. Wśród potencjalnych obszarów współpracy analizowane
będą m.in. projekty rozwojowe dotyczące olefin i pochodnych, w tym pochodnych aromatów, w Polsce oraz w Europie Środkowo-
Wschodniej.
PKN ORLEN podpisał również z Saudi Arabian Oil Company umowę o współpracy celem wspólnej analizy, przygotowania i realizacji
projektów badawczo rozwojowych, również w ramach technologii zrównoważonego rozwoju.
Porozumienie ze Skarbem Państwa
W dniu 20 lipca 2022 roku podpisane zostało porozumienie pomiędzy Spółką a Skarbem Państwa w związku z planowanym połączeniem
Spółki z Grupą LOTOS S.A. („Porozumienie”).
Porozumienie zawiera niestanowiące zobowiązania umownego deklaracje intencji Spółki dotyczące: (i) realizacji polityki energetycznej
Polski w zakresie ropy naftowej oraz paliw ciekłych (tradycyjnych) oraz (ii) kontynuacji polityki zatrudnienia w stosunku do pracowników
grupy kapitałowej Grupy LOTOS, którzy po połączeniu staną się pracownikami grupy kapitałowej Spółki, zapewniającej prawidłowe i
bezpieczne funkcjonowanie zakładów pracy należących przed połączeniem do grupy kapitałowej Grupy LOTOS, a także zobowiązanie
Spółki do kontynuacji kluczowych inwestycji realizowanych przez Grupę LOTOS przed Połączeniem, wskazanych w Porozumieniu.
Strony Porozumienia przewidują, że po połączeniu Spółki z Grupą LOTOS kontynuowane będą kluczowe inwestycje Grupy LOTOS
wskazane w Porozumieniu, w zakresie minimalnym w nim określonym („Zobowiązania Inwestycyjne”). Spółka zadeklarowała, że
niezwłocznie po Połączeniu dokona weryfikacji warunków kontynuowania tych inwestycji.
Spółka zadeklarowała również, że po Połączeniu i z zastrzeżeniem wyjątków określonych w Porozumieniu, podejmie działania w kierunku:
(i) dywersyfikacji dostaw surowców naturalnych, w szczególności ropy naftowej, oraz uniezależnienia Polski od dostaw rop rosyjskich, (ii)
umocnienia pozycji Spółki na rynku produkcji i dystrybucji paliw ciekłych (tradycyjnych), przy jednoczesnym podejmowaniu starań
dotyczących ograniczenia ich emisyjności, (iii) rozwoju Spółki na rynku produktów petrochemicznych, w tym poprzez poszukiwanie i
podejmowanie inwestycji, (iv) badań i projektów dotyczących wykorzystania paliw alternatywnych, a także elektromobilności oraz (v)
utrzymania prawidłowego funkcjonowania rafinerii w Gdańsku.
Deklaracja odnosząca się do realizacji przez Spółkę polityki energetycznej Polski realizowana będzie w zakresie dopuszczalnym przez
powszechnie obowiązujące przepisy prawa i postanowienia Statutu Spółki.
Porozumienie nie ma charakteru prawnie wiążącego za wyjątkiem wybranych jego postanowień, regulujących między innymi wykonanie
Zobowiązań Inwestycyjnych, w tym zasady odpowiedzialności Spółki za ich naruszenie.
W przypadku zawinionego niewykonania lub nienależytego wykonania przez Spółkę prawnie wiążących Zobowiązań Inwestycyjnych oraz
bezskutecznego upływu terminów przewidzianych przez strony Porozumienia na opracowanie planu naprawczego niewykonania lub
nienależytego wykonania tych zobowiązań, Spółka będzie zobowiązana do zapłaty na rzecz Skarbu Państwa kar umownych w wysokości
precyzyjnie określonej w Porozumieniu.
Z zastrzeżeniem wyjątków określonych w Porozumieniu obowiązuje ono przez okres 10 lat od dnia jego zawarcia, przy czym okres ten
ulegnie automatycznemu przedłużeniu w okolicznościach wskazanych w Porozumieniu, na okres niezbędny do realizacji Zobowiązań
Inwestycyjnych. Porozumienie weszło w życie w zasadniczej części z dniem połączenia Spółki z Grupą LOTOS, tj. z datą wpisu
Połączenia do właściwego rejestru.
W ocenie Spółki, na dzień sporządzenia niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego nie ma ryzyka, że warunki zawarte w
porozumieniu ze Skarbem Państwa mogłyby nie zostać spełnione.
Tymczasowe rozliczenie transakcji
Transakcja połączenia z Grupą LOTOS podlega rozliczeniu metodą przejęcia zgodnie z MSSF 3 Połączenia jednostek. Transakcja
dokonała się poprzez wymianę udziałów kapitałowych, gdzie PKN ORLEN dokonał podwyższenia kapitału zakładowego w drodze emisji
akcji, które zostały następnie przyznane akcjonariuszom Grupy LOTOS, dlatego też Spółka dokonała oceny faktów i okoliczności
związanych z transakcją w celu ustalenia, która z łączących się spółek jest jednostką przejmującą.
Na bazie dokonanego profesjonalnego osądu, Spółka oceniła że jest jednostką przejmującą, która poprzez transakcję połączenia, w dniu
1 sierpnia 2022 roku uzyskała kontrolę nad Grupą LOTOS.
Na dzień sporządzenia niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego rozliczenie księgowe połączenia nie zostało
zakończone, a proces wyceny do wartości godziwej przejętych aktywów netto jest na bardzo wczesnym etapie. W związku z tym, Grupa
zaprezentowała tymczasowe wartości dla wszystkich możliwych do zidentyfikowania aktywów i zobowiązań, które poza opisanymi w
dalszej części noty wyjątkami odpowiadają ich wartościom księgowym na dzień połączenia. W szczególności Grupa zdecydowała o
zaangażowaniu niezależnych ekspertów w celu przeprowadzenia wyceny do wartości godziwej nabytych aktywów i przejętych
zobowiązań. Wycena ta jest obecnie przeprowadzona przez zewnętrznych ekspertów i wpłynie na ostateczną wartość godziwą
prezentowanych aktywów netto w ramach rozliczenia. Ponadto, Grupa jest w trakcie procesu analizy i identyfikacji oraz wyceny do
wartości godziwych potencjalnych zobowiązań warunkowych, przejętych w związku z połączeniem z Grupą LOTOS, wynikających z
ryzyk regulacyjnych, prawnych, środowiskowych i innych. Grupa planuje dokonać ostatecznego rozliczenia transakcji nabycia w okresie
12 miesięcy od dnia połączenia.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 28 / 141
Wartość tymczasowa możliwych do zidentyfikowania głównych pozycji nabytych aktywów i zobowiązań w związku z połączeniem z Grupą
LOTOS na dzień przejęcia przedstawia się następująco:
01/08/2022
Nabyte aktywa
A
35 452
Aktywa trwałe
6 380
Rzeczowe aktywa trwałe
4 086
Wartości niematerialne
57
Aktywa z tytułu praw do użytkowania
839
Aktywa z tytułu podatku odroczonego
118
Instrumenty pochodne
158
Pozostałe aktywa
1 122
Aktywa obrotowe
29 072
Zapasy
7 901
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności
5 662
Należności z tytułu podatku dochodowego
6
Środki pieniężne
4 369
Aktywa przeznaczone do sprzedaży
7 170
Instrumenty pochodne
90
Pozostałe aktywa
3 874
Przejęte zobowiązania
B
14 504
Zobowiązania długoterminowe
3 801
Kredyty, pożyczki i obligacje
525
Rezerwy
1 466
Zobowiązania z tytułu podatku odroczonego
1 081
Zobowiązania z tytułu leasingu
637
Pozostałe zobowiązania
92
Zobowiązania krótkoterminowe
10 703
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
5 815
Zobowiązania z tytułu leasingu
203
Zobowiązania z tytułu umów z klientami
7
Kredyty, pożyczki i obligacje
474
Rezerwy
184
Zobowiązania z tytułu podatku dochodowego
1 833
Pozostałe zobowiązania
736
Zobowiązania bezpośrednio związane z aktywami zaklasyfikowanymi jako przeznaczone do sprzedaży
1 451
Tymczasowa wartość aktywów netto
C = A - B
20 948
Wartość godziwa przekazanej zapłaty *
D
15 124
Wartość wcześniej istniejących powiązań
E
91
Tymczasowy wynik na okazyjnym nabyciu Grupy LOTOS
F = C - D + E
5 915
* Wartość godziwa przekazanej zapłaty z tytułu przejęcia w wysokości 15 124 mln PLN stanowi sumę wartości nominalnej wyemitowanych Akcji Połączeniowych w kwocie 248
mln PLN, która powiększyła kapitał podstawowy oraz nadwyżki wartości emisyjnej nad nominalną w wysokości 14 876 mln PLN ustalonej w oparciu o cenę rynkową jednej akcji
według kursu zamknięcia na dzień połączenia w wysokości 76,10 PLN.
W ramach transakcji nastąpiło rozliczenie wcześniej istniejących powiązań pomiędzy Grupą ORLEN oraz byłą Grupą LOTOS w
oszacowanej wartości godziwej 91 mln PLN, która odpowiadała wartości netto nierozliczonych na dzień 1 sierpnia 2022 roku
pozycji wzajemnych należności i zobowiązań pomiędzy spółkami z obu grup kapitałowych wynikających głównie z realizowanych
umów handlowych, jak również należności i zobowiązań pomiędzy PKN ORLEN a Grupą LOTOS S.A., które wygasły z mocy
prawa w wyniku rejestracji połączenia. Grupa zaprezentowała w pozycji Pozostałe aktywa inwestycje w spółkach objętych
Środkami Zaradczymi zaklasyfikowanymi jako aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej przez wynik finansowy w
oszacowanej wartości godziwej 3 640 mln PLN. Wykazana tymczasowa wartość godziwa została oszacowana w oparciu o otrzymane
dotychczas zapłaty od nabywców w ramach realizacji Środków Zaradczych. Oszacowana na dzień połączenia wartość godziwa inwestycji
w spółkach objętych Środkami Zaradczymi zaklasyfikowanymi jako aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej przez wynik
finansowy ulegnie zmianie w kolejnych okresach sprawozdawczych w wyniku procesu ustalenia finalnych cen zbycia pomiędzy stronami
poszczególnych umów.
W ramach pozycji Aktywa przeznaczone do sprzedaży i Zobowiązania bezpośrednio związane z aktywami zaklasyfikowanymi jako
przeznaczone do sprzedaży Grupa ujęła aktywa i zobowiązania spółki Rafineria Gdańska Sp. z o.o. dotyczące objętych Środkami
Zaradczymi działalności bitumenowej i rafineryjnej, według ich wartości księgowej na dzień połączenia.
Tymczasowa wartość godziwa nabytych należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych należności na dzień przejęcia wyniosła 5 662
mln PLN przy czym wartość brutto tych należności wynikająca z zawartych umów wyniosła 5 741 mln PLN na ten dzień. Zgodnie z
najlepszym szacunkiem, Grupa uznaje spłatę wykazanych należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych należności w wysokości 5
662 mln PLN za prawdopodobną.
W stosunku do danych prezentowanych w ramach tymczasowego rozliczenia połączenia z Grupą LOTOS w Skonsolidowanym Raporcie
Kwartalnym za IV kwartał 2022 roku w wyniku dokonania dodatkowych uzgodnień wzajemnych rozrachunków pomiędzy Grupą ORLEN
a byłą Grupą LOTOS na dzień połączenia zmianom uległy wybrane pozycje aktywów netto oraz wartość wcześniej istniejących powiązań.
Ponadto zaktualizowana została szacowana wartość godziwa inwestycji w spółkach objętych Środkami Zaradczymi, która w związku z
realizacją Środków Zaradczych, została obecnie przyjęta w oparciu o otrzymane dotychczas zapłaty od nabywców.
Zaprezentowana na dzień połączenia tymczasowa wartość możliwych do zidentyfikowania nabytych aktywów i przejętych zobowiązań
przewyższa wartość godziwą przekazanej zapłaty, w związku z czym, po uwzględnieniu wartości wcześniej istniejących powiązań, na
tymczasowym rozliczeniu połączenia powstał zysk z okazyjnego nabycia w wysokości 5 915 mln PLN.
Wartość zysku na okazyjnym nabyciu może ulec zmianie w ciągu 12 miesięcy od daty połączenia w ramach finalnego rozliczenia transakcji
połączenia z Grupą LOTOS S.A.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 29 / 141
Biorąc pod uwagę szczególne wymagania MSSF 3 Połączenia jednostek w zakresie możliwości rozpoznania ewentualnego zysku z tytułu
okazyjnego nabycia, Grupa przed ujęciem finalnego rozliczenia transakcji zamierza dokonać przeglądu przeprowadzonych procedur
identyfikacji i wyceny wszystkich pozycji wpływających na kalkulację wyniku na transakcji.
Parytet wymiany w ramach planu połączenia został ustalony w oparciu o różne powszechnie akceptowane metody wyceny. Na potrzeby
wyceny założono, że oba podmioty działają jako niezależne przedsiębiorstwa, a wyceny jednostkowe nie uwzględniają oczekiwanych
środków zaradczych wymaganych przez Komisję Europejską ani potencjalnych synergii. Analiza wyceny obejmowała między innymi
wycenę opartą na mnożnikach rynkowych oraz wycenę opartą na metodzie sumy części (sum of the parts), historyczne notowania akcji
obu łączących się spółek, w tym ceny średnie ważone wolumenem oraz ceny docelowe oszacowane przez niezależnych analityków
giełdowych. Ustalony parytet wymiany akcji został zatwierdzony przez akcjonariuszy obu łączących się podmiotów w ramach uchwał
połączeniowych. W ocenie Grupy na wystąpienie zysku na okazyjnym nabyciu wpływ miał głównie fakt obserwowanego w ostatnim
okresie niedoszacowania wartości rynkowej akcji spółek PKN ORLEN i Grupa LOTOS (w przypadku obydwu spółek wartość księgowa
skonsolidowanych aktywów netto na dzień połączenia znacznie przewyższała ich kapitalizację). Wpływ na te wyceny miała przede
wszystkim sytuacja makroekonomiczna oraz duża zmienność rynkowa spowodowana inwazją rosyjską w Ukrainie. Ponadto na nadwyżkę
wartości przejętych aktywów netto nad oszacowaną wartością godziwą przekazanej zapłaty miał wpływ również fakt, że dla ustalenia
parytetu wymiany nie był brany pod uwagę efekt realizacji środków zaradczych, jako zdarzenie jednorazowe, które zmaterializuje się już
po połączeniu obydwu spółek.
Wpływ połączenia z Grupą LOTOS na wypracowane przez Grupę przychody i wynik netto za 2022 rok wyniósł odpowiednio 25 346 mln
PLN i 3 041 mln PLN. Gdyby połączenie miało miejsce na początku okresu, przychody ze sprzedaży wyniosłyby 302 035 mln PLN a zysk
netto Grupy (pomniejszony o zysk z tytułu okazyjnego nabycia Grupy LOTOS) byłby na poziomie 33 749 mln PLN.
Koszty związane z emisją Akcji Połączeniowych w ramach połączenia z Grupą LOTOS wyniosły 25 mln PLN i zostały ujęte jako
pomniejszenie kapitału własnego w ramach pozycji Kapitał z emisji akcji powyżej ich wartości nominalnej.
7.3.2. Rozliczenie połączenia z PGNiG S.A. zgodnie z MSSF 3
Opis transakcji
W dniu 2 listopada 2022 roku Sąd Rejonowy dla Łodzi-Śródmieścia w Łodzi XX Wydział Gospodarczy Krajowego Rejestru Sądowego
dokonał rejestracji połączenia PKN ORLEN ze spółką Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A. („PGNiG”), („Połączenie”),
podwyższenia kapitału zakładowego Spółki oraz zmian Statutu PKN ORLEN uchwalonych przez Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie
PKN ORLEN w dniu 28 września 2022 roku.
Połączenie przeprowadzone zostało zgodnie z art. 492 § 1 pkt 1 KSH, w związku z czym z dniem 2 listopada 2022 roku, czyli z dniem
wpisu do rejestru przedsiębiorców KRS przez sąd rejonowy, PKN ORLEN przejął cały majątek PGNiG i z zastrzeżeniem wyjątków
wynikających z przepisów prawa, wstąpił we wszystkie prawa i obowiązki PGNiG w ramach sukcesji uniwersalnej. W szczególności,
z dniem Połączenia przeszły na Spółkę zezwolenia, koncesje oraz ulgi udzielone PGNiG, chyba że ustawa lub decyzja o udzieleniu
zezwolenia, koncesji lub ulgi stanowi inaczej. Jednocześnie nastąpiło podwyższenie kapitału zakładowego Spółki w drodze emisji
akcji, które Spółka wydała akcjonariuszom PGNiG („Akcje Połączeniowe”).
Kapitał zakładowy Spółki został podwyższony z kwoty 783 059 906,25 PLN do kwoty 1 451 177 561,25 PLN w drodze emisji Akcji
Połączeniowych, tj. 534 494 124 akcji zwykłych na okaziciela serii F Spółki o wartości nominalnej 1,25 PLN każda, o łącznej wartości
nominalnej w kwocie 668 117 655 PLN. Akcje Połączeniowe zostały przyznane akcjonariuszom PGNiG, zgodnie z ustalonym
parytetem wymiany, w ramach którego w zamian za 1 akcję PGNiG akcjonariusze PGNiG otrzymali 0,0925 akcji PKN ORLEN (Akcji
Połączeniowych), przy czym liczba przyznanych akcji stanowiła liczbę naturalną, a w zamian za nieprzyznane ułamki Akcji
Połączeniowych wynikające z zastosowania parytetu wymiany akcji akcjonariusze PGNiG otrzymali odpowiednie dopłaty w gotówce.
Powody i cele strategiczne przeprowadzenia Połączenia
PGNiG, nad którą kontrolę objął PKN ORLEN w ramach Połączenia, wraz ze spółkami pośrednio i bezpośrednio zależnymi od PGNiG
był jednym z największych koncernów gazowo-naftowych w Europie Środkowo-Wschodniej, prowadzącym swoją działalność m.in. w
Polsce, Niemczech, Norwegii, Wielkiej Brytanii, Czechach, Słowacji, Węgrzech, Zjednoczonych Emiratach Arabskich, Libii, Pakistanie,
Litwie, Holandii, Belgii, Austrii, Danii, Francji, Chorwacji, Irlandii, Kolumbii, Tanzanii, Mozambiku oraz Ukrainie. Przedmiotem
działalności byłej grupy kapitałowej PGNiG było poszukiwanie i wydobycie gazu ziemnego oraz ropy naftowej, import gazu ziemnego,
a także, magazynowanie, sprzedaż, dystrybucja paliw gazowych i płynnych oraz produkcja ciepła i energii elektrycznej. Była grupa
kapitałowa PGNiG, poprzez podmioty zależne, świadczyła również (w zakresie projektowym) specjalistyczne usługi geofizyczne i
wiertniczo–serwisowe na całym świecie. Główne obszary działalności PGNiG oraz spółek wchodzących w skład byłej grupy
kapitałowej PGNiG obejmowały: poszukiwanie i wydobycie, obrót i magazynowanie, dystrybucję oraz wytwarzanie. Podstawową
działalnością każdego z tych obszarów jest odpowiednio: pozyskanie węglowodorów ze złóż i przygotowanie ich do sprzedaży, obrót
gazem ziemnym w Polsce i na rynkach zagranicznych, dostarczanie siecią dystrybucyjną gazu wysokometanowego i zaazotowanego,
a także niewielkich ilości gazu koksowniczego do klientów detalicznych i korporacyjnych oraz wytwarzanie ciepła i energii elektrycznej,
dystrybucja ciepła oraz realizacja dużych przedsięwzięć elektroenergetycznych, ukierunkowanych głównie na wykorzystanie gazu
ziemnego jako paliwa.
Postępująca transformacja energetyczna napędzana dynamicznym rozwojem technologii, poprawą efektywności kosztowej
wytwarzania energii z OZE i paliw alternatywnych, polityką klimatyczną, ewolucją preferencji społecznych, a także większą
korporacyjną i publiczną świadomością środowiskową, stanowi znaczące wyzwanie dla spółek sektora paliwowo-energetycznego,
gdyż zakłada stopniowe odchodzenie od węglowodorów i paliw konwencjonalnych na rzecz nowych i bardziej zrównoważonych źródeł
energii. Połączenie Spółki z PGNiG otwiera nowe możliwości spójnego, skoordynowanego rozwoju, które umożliwią dywersyfikację
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 30 / 141
prowadzonej działalności i utrzymanie konkurencyjności w długim terminie. Połączony koncern będzie dążył do osiągnięcia
doskonałości operacyjnej w dotychczasowych obszarach działalności oraz rozwoju nowych segmentów. Konsolidacja Spółki z PGNiG
zwiększy wpływ grupy kapitałowej połączonego podmiotu na sektor m.in. poprzez lepszą koordynację działań mających na celu
dekarbonizację polskiej gospodarki do 2050 roku. W tym kontekście celem strategii koncernu multienergetycznego będzie rozwój
segmentu gazu ziemnego, kluczowego surowca dla segmentu petrochemicznego oraz segmentu energetycznego. Połączenie Spółki
z PGNiG następujące po połączeniu Grupy LOTOS ze Spółką, będzie skutkowało optymalizacją i integracją wydobycia własnego
węglowodorów na obecnych rynkach oraz możliwością dalszego rozwoju wydobycia w innych krajach, a także skoordynowaniem
działań w zakresie dywersyfikacji źródeł surowców energetycznych, w tym dalszym rozwojem zróżnicowanego portfela dostaw LNG.
Połączenie działalności Wydobycie pozwoli na efektywniejsze zarządzanie bazą surowców, ograniczając ryzyko zmienności rynku
ropy i gazu oraz na zwiększenie skali wykorzystania unikalnego potencjału PGNiG w zakresie realizacji projektów poszukiwawczych,
tak w odniesieniu do badań geologicznych jak i wierceń. W konsekwencji Połączenie przyczyni się do zwiększenia bezpieczeństwa
energetycznego Polski i regionu, które jest szczególnie ważne w obecnej sytuacji geopolitycznej.
Fuzja PGNiG i Spółki jest spójna z globalnymi tendencjami w branży paliwowej i energetycznej: konsolidacja siły finansowej i
rekonfiguracja aktywów produkcyjnych w kierunku niskoemisyjności są priorytetami transformacyjnej strategii koncernów regionalnych
i globalnych. W rezultacie Połączenia powstanie koncern multienergetyczny o zdywersyfikowanej i komplementarnej strukturze
przychodów, bazujący na mocnych filarach operacyjnych i finansowych, co przyspieszy oraz ułatwi realizację celów strategicznych
założonych w obydwu podmiotach.
Działalność pod względem funkcjonalnym PGNiG przed Połączeniem podzielona była pomiędzy siedem oddziałów krajowych: (i)
Oddział Obrotu Hurtowego, (ii) Oddział w Sanoku, (iii) Oddział w Zielonej Górze, (iv) Oddział Geologii i Eksploatacji, (v) Oddział w
Odolanowie, (vi) Centralne Laboratorium Pomiarowo-Badawcze, oraz (vii) Ratowniczą Stację Górnictwa Otworowego, jak również
dwa oddziały zagraniczne: (i) Oddział w Ras Al Khamah w Zjednoczonych Emiratach Arabskich oraz (ii) Oddział Operatorski w
Pakistanie. Z dniem Połączenia nastąpiło wyodrębnienie w PKN ORLEN jednostki organizacyjnej (samobilansującej) funkcjonującej
pod oznaczeniem „Zespół Oddziałów Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo PKN ORLEN” z siedzibą w Warszawie, obejmującej
oddział pod firmą „Polski Koncern Naftowy ORLEN Spółka Akcyjna – Oddział Centralny Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo w
Warszawie” oraz podporządkowane mu oddziały odpowiadające wskazanym powyżej, dotychczas funkcjonującym oddziałom w
PGNiG.
Spełnienie wymaganych warunków w celu przeprowadzenia Połączenia
Kluczowe warunki, których spełnienie się było niezbędne do przeprowadzenia połączenia z Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo
S.A. były następujące:
1. podjęcia stosownych uchwał połączeniowych przez Walne Zgromadzenie PGNiG zawierających w szczególności zgodę na Plan
Połączenia oraz zgodę na proponowane zmiany w statucie PKN ORLEN w związku z Połączeniem – podjęte w dniu 10
października 2022 roku;
2. podjęcia stosownych uchwał połączeniowych przez Walne Zgromadzenie PKN ORLEN, w tym w szczególności w sprawie
podwyższenia kapitału zakładowego PKN ORLEN w związku z Połączeniem, w sprawie ustalenia tekstu jednolitego Statutu
uwzględniającego (obejmującego) zmiany proponowane w związku z Połączeniem, jako zmianę Statutu oraz w sprawie wyrażenia
zgody na dopuszczenie i wprowadzenie Akcji Połączeniowych do obrotu na rynku regulowanym – podjęte w dniu 28 września
2022 roku;
3. uzyskania zgody Rady Ministrów RP na Połączenie wymaganej przepisem art. 13 ust. 5 w zw. z ust. 1 pkt 9) i 23) Ustawy o
Zasadach Zarządzania – Rada Ministrów wyraziła zgodę w dniu 27 września 2022 roku;
4. braku zgłoszenia sprzeciwu przez ministra właściwego do spraw aktywów państwowych co do następczego nabycia przez Skarb
Państwa dominacji nad Spółką w rozumieniu art. 3 ust. 7 pkt 2 Ustawy o Kontroli Niektórych Inwestycji – decyzja w sprawie braku
sprzeciwu została wydana w dniu 22 września 2022 roku;
5. niezgłoszenia przez organ koncesyjny sprzeciwu, o którym mowa w art. 36a ust. 8 ustawy Prawo geologiczne i górnicze, do skutku
czynności polegającej na połączeniu Spółki i PGNiG w zakresie przejścia koncesji przysługujących PGNiG na Spółkę, w terminie
60 dni od dokonania zgłoszenia organowi koncesyjnemu zamiaru połączenia spółek. Wniosek w zakresie przejścia koncesji został
złożony przez Spółkę w dniu 30 sierpnia 2022 r.
Dodatkowo w związku z Połączeniem konieczne jest spełnienie wymagań określonych w wydanej w dniu 16 marca 2022 roku
warunkowej pozytywnej Decyzji Prezesa UOKiK w sprawie koncentracji i wdrożenia środka zaradczego. Warunkiem wymaganym do
spełnienia w związku z przeprowadzeniem Połączenia, wskazanym w decyzji Prezesa UOKiK, jest wdrożenie środka zaradczego w
postaci wyzbycia się lub spowodowania wyzbycia się w sposób trwały i nieodwracalny kontroli nad spółką Gas Storage Poland Sp. z
o.o. („GSP”) na rzecz niezależnego inwestora. Realizacja ww. środka zaradczego musi nastąpić w ciągu 12 miesięcy od daty
połączenia PKN ORLEN i PGNiG. Zobowiązania Spółki wynikające z decyzji Prezesa UOKiK uwzględniają także obowiązek zawarcia
umowy powierzającej GSP lub jego następcy prawnemu obowiązki operatora systemu magazynowania paliwa gazowego na okres
przynajmniej 10 lat. Sprzedaż GSP może zostać dokonana wyłącznie do podmiotu gwarantującego, że działalność operatora systemu
magazynowania paliw gazowych będzie realizowana z uwzględnieniem bezpieczeństwa energetycznego państwa. GSP jest
operatorem systemu magazynowania paliw gazowych. Magazyny gazu ziemnego po Połączeniu stały się własnością PKN ORLEN.
Porozumienie ze Skarbem Państwa
W dniu 27 września 2022 roku podpisane zostało porozumienie pomiędzy Spółką a Skarbem Państwa w związku z planowanym
połączeniem Spółki z PGNiG („Porozumienie”), które weszło w życie z dniem Połączenia.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 31 / 141
Porozumienie zawiera niestanowiące zobowiązania umownego deklaracje intencji Spółki dotyczące: (i) realizacji polityki energetycznej
Polski w zakresie, w jakim dotyczy ona dywersyfikacji źródeł dostaw gazu ziemnego oraz rozwoju na rynku tego paliwa oraz (ii)
kontynuacji polityki zatrudnienia w stosunku do pracowników grupy kapitałowej PGNiG, którzy po Połączeniu staną się pracownikami
grupy kapitałowej Spółki, zapewniającej prawidłowe i bezpieczne funkcjonowanie zakładów pracy należących przed Połączeniem do
grupy kapitałowej PGNiG, a także zobowiązanie Spółki do kontynuacji po połączeniu Spółki z PGNiG kluczowych inwestycji
realizowanych lub przygotowywanych przez PGNiG przed Połączeniem, wskazanych w Porozumieniu, w zakresie minimalnym w nim
określonym („Zobowiązania Inwestycyjne”).
Spółka zadeklarowała również, że po Połączeniu i z zastrzeżeniem wyjątków określonych w Porozumieniu – w zakresie
dopuszczalnym przez powszechnie obowiązujące przepisy prawa i postanowienia statutu Spółki – strategia podejmowana przez
Spółkę w zakresie działalności wydobycia, handlu i dystrybucji gazu ziemnego będzie zgodna z Polityką Energetyczną Polski, której
główną tezą jest zapewnienie długoterminowego bezpieczeństwa energetycznego Rzeczypospolitej Polskiej i dywersyfikacji źródeł
dostaw gazu ziemnego.
Porozumienie nie ma charakteru zobowiązaniowego za wyjątkiem wybranych jego postanowień, regulujących między innymi
wykonanie Zobowiązań Inwestycyjnych, w tym zasady odpowiedzialności Spółki za ich naruszenie.
W przypadku zawinionego niewykonania lub nienależytego wykonania przez Spółkę prawnie wiążących Zobowiązań Inwestycyjnych
oraz bezskutecznego upływu terminów przewidzianych przez strony Porozumienia na opracowanie planu naprawczego w celu
usunięcia stanu takiego niewykonania lub nienależytego wykonania zobowiązań, Spółka będzie zobowiązana do zapłaty na rzecz
Skarbu Państwa kar umownych w wysokości precyzyjnie określonej w Porozumieniu.
Z zastrzeżeniem wyjątków określonych w Porozumieniu obowiązuje ono przez okres 10 lat od dnia jego zawarcia, przy czym okres
ten ulegnie automatycznemu przedłużeniu w okolicznościach wskazanych w Porozumieniu, na okres niezbędny do realizacji
Zobowiązań Inwestycyjnych. Porozumienie weszło w życie w zasadniczej części z dniem Połączenia Spółki z PGNiG, tj. z datą wpisu
tego Połączenia do właściwego rejestru.
W ocenie Spółki, na dzień sporządzenia niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego nie ma ryzyka, że warunki zawarte
w porozumieniu ze Skarbem Państwa mogłyby nie zostać spełnione
Tymczasowe rozliczenie transakcji nabycia
Transakcja połączenia PKN ORLEN z PGNiG podlega rozliczeniu metodą przejęcia zgodnie z MSSF 3 Połączenia jednostek. Biorąc
pod uwagę, że transakcja dokonała się poprzez wymianę udziałów kapitałowych, gdzie PKN ORLEN dokonał podwyższenia kapitału
zakładowego w drodze emisji akcji, które zostały następnie przyznane akcjonariuszom PGNiG, jak również fakt, że w wyniku transakcji
Skarb Państwa zwiększył swój udział w kapitale zakładowym i prawach głosów na walnym zgromadzeniu Jednostki Dominującej -
PKN ORLEN z około 31,14% do około 49,9%, Grupa dokonała szczegółowej analizy faktów i okoliczności związanych z transakcją w
celu ustalenia, która z łączących się spółek jest jednostką przejmującą.
Analiza czynników wskazanych w MSSF 3 w zakresie identyfikacji jednostki przejmującej, takich jak: skład kierownictwa wyższego
szczebla w połączonej jednostce, relatywna wielkość łączących się grup kapitałowych, czy skład organu zarządzającego oraz
warunków transakcji wskazała na to, że PKN ORLEN występuje w charakterze jednostki przejmującej. W ramach przeprowadzonej
analizy Grupa również rozważyła kwestię związaną z posiadaniem względnych praw głosu w połączonej jednostce. Dotychczasowi
akcjonariusze PKN ORLEN po Połączeniu nadal stanowią większość akcjonariuszy połączonego podmiotu. Fakt umocnienia pozycji
Skarbu Państwa w połączonym podmiocie, bez rozważenia innych okoliczności, mógłby stanowić przesłankę do uznania transakcji
połączenia z PGNiG za połączenie odwrotne, a samą spółkę PGNiG za podmiot przejmujący. W ramach przeprowadzonej przez
Grupę analizy, powyższe stanowiło jedyną przesłankę świadczącą za uznaniem, że PGNiG występuje w roli przejmującego. Niemniej
jednak, mając na uwadze dodatkowe fakty i okoliczności, w tym znaczenie i faktyczną pozycję Skarbu Państwa jako akcjonariusza
zarówno PKN ORLEN, jak i PGNiG przed i po transakcji połączenia, Grupa nie uznała tej przesłanki za przeważającą w stosunku do
pozostałych analizowanych czynników wskazujących na PKN ORLEN jako jednostkę przejmującą.
W związku z powyższym, na bazie dokonanego profesjonalnego osądu, Grupa oceniła że PKN ORLEN jest jednostką przejmującą,
która w wyniku Połączenia w dniu 2 listopada 2022 roku uzyskała kontrolę nad PGNiG.
Na dzień sporządzenia niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego rozliczenie księgowe połączenia nie zostało
zakończone, a proces wyceny do wartości godziwej przejętych aktywów netto jest na bardzo wczesnym etapie. W związku z tym, Grupa
zaprezentowała tymczasowe wartości dla wszystkich możliwych do zidentyfikowania aktywów i zobowiązań, które odpowiadają ich
wartościom księgowym na dzień połączenia. W szczególności Grupa zdecydowała o zaangażowaniu niezależnych ekspertów w celu
przeprowadzenia wyceny do wartości godziwej nabytych aktywów i przejętych zobowiązań. Wycena ta zostanie przeprowadzona przez
zewnętrznych ekspertów w kolejnych okresach i wpłynie na ostateczną wartość godziwą prezentowanych aktywów netto w ramach
rozliczenia. Ponadto, Grupa jest w trakcie procesu analizy i identyfikacji oraz wyceny do wartości godziwych potencjalnych zobowiązań
warunkowych, przejętych w związku z połączeniem z Grupą PGNiG, wynikających z ryzyk regulacyjnych, prawnych, środowiskowych i
innych. Grupa planuje dokonać ostatecznego rozliczenia transakcji nabycia w okresie 12 miesięcy od dnia połączenia.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 32 / 141
Wartość tymczasowa możliwych do zidentyfikowania głównych pozycji nabytych aktywów i zobowiązań w związku z połączeniem z Grupą
PGNiG na dzień przejęcia przedstawia się następująco:
02/11/2022
Nabyte aktywa
A
126 735
Aktywa trwałe
65 007
Rzeczowe aktywa trwałe
49 679
Wartości niematerialne
1 567
Aktywa z tytułu praw do użytkowania
2 918
Aktywa z tytułu podatku odroczonego
4 952
Instrumenty pochodne
2 465
Pozostałe aktywa
3 426
Aktywa obrotowe
61 728
Zapasy
18 136
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności
8 414
Należności z tytułu podatku dochodowego
655
Środki pieniężne
12 685
Aktywa przeznaczone do sprzedaży
20
Instrumenty pochodne
9 404
Pozostałe aktywa
12 414
Przejęte zobowiązania
B
91 060
Zobowiązania długoterminowe
21 880
Kredyty, pożyczki i obligacje
164
Rezerwy
3 999
Zobowiązania z tytułu podatku odroczonego
5 648
Zobowiązania z tytułu leasingu
2 238
Pozostałe zobowiązania
9 831
Zobowiązania krótkoterminowe
69 180
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
16 459
Zobowiązania z tytułu leasingu
614
Zobowiązania z tytułu umów z klientami
3 772
Kredyty, pożyczki i obligacje
13 825
Rezerwy
2 467
Zobowiązania z tytułu podatku dochodowego
8 754
Pozostałe zobowiązania
23 289
Tymczasowa wartość aktywów netto
C = A - B
35 675
Wartość godziwa przekazanej zapłaty *
D
31 022
Wartość wcześniej istniejących powiązań
E
3 598
Tymczasowy wynik na okazyjnym nabyciu Grupy PGNiG
F = C - D + E
8 251
* Wartość godziwa przekazanej zapłaty z tytułu przejęcia w wysokości 31 022 mln PLN stanowi sumę wartości nominalnej wyemitowanych Akcji Połączeniowych w kwocie
668 mln PLN, która powiększyła kapitał podstawowy oraz nadwyżki wartości emisyjnej nad nominalną w wysokości 30 354 mln PLN ustalonej w oparciu o cenę rynkową
jednej akcji według kursu zamknięcia na dzień połączenia w wysokości 58,04 PLN.
W ramach transakcji nastąpiło rozliczenie wcześniej istniejących powiązań pomiędzy Grupą ORLEN oraz byłą Grupą PGNiG w
oszacowanej wartości godziwej 3 598 mln PLN, która odpowiadała wartości netto nierozliczonych na dzień 2 listopada 2022 roku pozycji
wzajemnych należności i zobowiązań pomiędzy spółkami z obu grup kapitałowych wynikających głównie z realizowanych umów
handlowych, jak również należności i zobowiązań pomiędzy PKN ORLEN a PGNiG S.A., które wygasły z mocy prawa w wyniku rejestracji
połączenia.
Tymczasowa wartość godziwa nabytych należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych należności na dzień przejęcia wyniosła 8
414 mln PLN przy czym wartość brutto tych należności wynikająca z zawartych umów wyniosła 9 462 mln PLN na ten dzień. Zgodnie z
najlepszym szacunkiem, Grupa uznaje spłatę wykazanych należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych należności w wysokości 8
414 mln PLN za prawdopodobną.
W stosunku do danych prezentowanych w ramach tymczasowego rozliczenia połączenia z Grupą PGNIG w Skonsolidowanym Raporcie
Kwartalnym za IV kwartał 2022 roku zmianom uległy wybrane pozycje aktywów netto, głównie w wyniku dokonania reklasyfikacji celem
uzgodnienie prezentacji danych finansowych Grupy PGNIG do polityki rachunkowości obowiązującej w Grupie ORLEN, a także
dodatkowych uzgodnień wzajemnych rozrachunków na dzień połączenia między spółkami Grupy PGNIG.
Zaprezentowana na dzień połączenia tymczasowa wartość możliwych do zidentyfikowania nabytych aktywów i przejętych zobowiązań
przewyższa wartość godziwą przekazanej zapłaty, w związku z czym, po uwzględnieniu wartości wcześniej istniejących powiązań, na
tymczasowym rozliczeniu połączenia powstał zysk z okazyjnego nabycia w wysokości 8 251 mln PLN.
Wartość zysku na okazyjnym nabyciu może ulec zmianie w ciągu 12 miesięcy od daty połączenia w ramach finalnego rozliczenia transakcji
połączenia z PGNiG.
Biorąc pod uwagę szczególne wymagania MSSF 3 Połączenia jednostek w zakresie możliwości rozpoznania ewentualnego zysku z tytułu
okazyjnego nabycia, Grupa przed ujęciem finalnego rozliczenia transakcji zamierza dokonać przeglądu przeprowadzonych procedur
identyfikacji i wyceny wszystkich pozycji wpływających na kalkulację wyniku na transakcji.
Parytet wymiany w ramach planu połączenia został ustalony w oparciu o różne powszechnie akceptowane metody wyceny. W momencie
ustalenia parytetu połączenie PKN ORLEN oraz Grupy LOTOS było nadal w trakcie realizacji i dokładny wpływ fuzji na notowania PKN
ORLEN nie był znany. Na potrzeby wyceny założono, że połączona grupa PKN ORLEN wraz z Grupą LOTOS jest sumą obu spółek oraz
że potencjalne przyszłe synergie towarzyszące połączeniu przewyższają koszty związane z realizacją środków zaradczych, jak również
że środki zaradcze zostaną wdrożone zgodnie z planem i ustaleniami z Komisją Europejską. Analiza wyceny sporządzonej w celu
ustalenia parytetu wymiany w ramach połączenia z PGNiG obejmowała między innymi rynkowe metody wyceny: historyczne notowania
akcji obu łączących się spółek, w tym ceny średnie ważone wolumenem oraz ceny docelowe oszacowane przez niezależnych analityków
giełdowych oraz wycenę opartą na analizie spółek porównywalnych odpowiednich do segmentów operacyjnych łączących się spółek.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 33 / 141
Ustalony parytet wymiany akcji został zatwierdzony przez akcjonariuszy obu łączących się podmiotów w ramach uchwał połączeniowych.
W ocenie Grupy na wystąpienie zysku na okazyjnym nabyciu wpływ miał głównie fakt niedoszacowania wartości rynkowej akcji polskich
spółek z sektora oil&gas w okresie bezpośrednio poprzedzającym połączenie. W przypadku spółek z tego sektora wartość księgowa
skonsolidowanych aktywów netto w okresie, w którym miało miejsce połączenie, znacznie przewyższała ich kapitalizację (wartość
rynkową). Wpływ na niskie wyceny rynkowe polskich spółek z sektora oil&gas miał przede wszystkim istotny odpływ kapitału z rynków
kapitałowych Europy Środkowej, spowodowany m.in. inwazją Rosji w Ukrainie oraz obawami inwestorów o pogorszenie się sytuacji
makroekonomicznej.
Wpływ połączenia z Grupą PGNiG na wypracowane przez Grupę przychody i wyniki netto za 2022 rok wyniósł odpowiednio 53 833 mln
PLN i 7 429 mln PLN. Gdyby połączenie miało miejsce na początku okresu, przychody ze sprzedaży wyniosłyby 384 059 mln PLN a zysk
netto Grupy (pomniejszony o zysk z tytułu okazyjnego nabycia Grupy PGNiG) byłby na poziomie 31 144 mln PLN.
Koszty związane z emisją Akcji Połączeniowych w ramach połączenia z PGNiG wyniosły 27 mln PLN i zostały ujęte jako pomniejszenie
kapitału własnego w ramach pozycji Kapitał z emisji akcji powyżej ich wartości nominalnej.
7.3.3. Rozliczenie transakcji nabycia akcji Normbenz zgodnie z MSSF 3
W dniu 1 grudnia 2022 roku spółka ORLEN Unipetrol RPA s.r.o. zawarła z MOL Hungarian Oil and Gas Public Limited Company
(„MOL”) umowy, w wyniku których ORLEN Unipetrol nabył 100% udziałów w spółce Normbenz Magyarorság Kft z siedzibą w
Budapeszcie („Normbenz”). W wyniku transakcji ORLEN Unipetrol stał się właścicielem 79 stacji paliw zlokalizowanych na
Węgrzech.
Zawarta transakcja jest konsekwencją wcześniejszych negocjacji i umów podpisanych pomiędzy PKN ORLEN a MOL, w związku
ze sprzedażą do MOL stacji należących do byłej Grupy LOTOS w ramach realizacji Środków Zaradczych.
Na podstawie podpisanych umów z MOL odpowiednie spółki z Grupy ORLEN Unipetrol nabędą do 41 stacji zlokalizowanych na
Słowacji i do 65 kolejnych stacji paliw zlokalizowanych na Węgrzech.
W wyniku nabycia udziałów w spółce Normbenz Magyarorság Grupa wzmocni swoją obecność na rynkach zagranicznych poprzez
rozszerzenie sieci sprzedaży detalicznej o nowy rynek, Węgry, na którym Grupa była dotychczas obecna w obszarze hurtowym.
Tymczasowe rozliczenie transakcji
Na dzień sporządzenia niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego rozliczenie księgowe połączenia nie zostało
zakończone, a proces wyceny do wartości godziwej przejętych aktywów netto jest na bardzo wczesnym etapie. W związku z tym,
Grupa zaprezentowała tymczasowe wartości dla wszystkich możliwych do zidentyfikowania aktywów i zobowiązań, które
odpowiadają ich wartościom księgowym na dzień połączenia. Wycena do wartości godziwej nabytych aktywów i przejętych
zobowiązań zostanie przeprowadzona w kolejnych okresach przez niezależnych ekspertów zaangażowanych przez Grupę i
wpłynie na ostateczną wartość godziwą prezentowanych aktywów netto w ramach rozliczenia. Grupa planuje dokonać
ostatecznego rozliczenia transakcji nabycia w okresie 12 miesięcy od dnia połączenia.
Wartość tymczasowa możliwych do zidentyfikowania głównych pozycji nabytych aktywów i zobowiązań Normbenz na dzień
nabycia przedstawia się następująco:
01.12.2022
Nabyte aktywa
A
216
Aktywa trwałe
187
Rzeczowe aktywa trwałe
165
Wartości niematerialne
4
Aktywa z tytułu prawa do użytkowania
16
Aktywa z tytułu podatku odroczonego
2
Aktywa obrotowe
29
Zapasy
11
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności
12
Środki pieniężne
6
Nabyte zobowiązania
B
90
Zobowiązania długoterminowe
15
Zobowiązania z tytułu leasingu
15
Zobowiązania krótkoterminowe
75
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
52
Zobowiązania z tytułu umów z klientami
3
Kredyty, pożyczki i obligacje
20
Tymczasowa Wartość aktywów netto
C = A - B
126
Wartość aktywów netto przypadających na akcjonariuszy jednostki dominującej
D
126
Udział % w kapitale zakładowym
E
100%
Wartość udziałów wycenionych proporcjonalnie do udziału w aktywach netto
F = D*E
126
Wartość godziwa przekazanej zapłaty z tytułu przejęcia (Środki pieniężne zapłacone)
G
465
Tymczasowa Wartość firmy
I = G - F
339
Wypływ środków pieniężnych netto związany z nabyciem Normbenz, będący różnicą pomiędzy przejętymi środkami pieniężnymi
netto (ujętymi jako przepływy pieniężne z działalności inwestycyjnej) a zapłaconymi środkami pieniężnymi przekazanymi w ramach
zapłaty, wyniósł 463 mln PLN.
Tymczasowa wartość firmy rozpoznana w wyniku przejęcia prezentuje głównie wartość oczekiwanych korzyści i synergii w Grupie
w ramach realizowanej strategii rozwoju sieci stacji paliw na rynkach Europy Środkowo-Wschodniej, zakładającej również
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 34 / 141
zwiększenie udziału stacji zagranicznych w całej sieci. Na dzień 31 grudnia 2022 roku Grupa nie zidentyfikowała utraty wartości w
odniesieniu do rozpoznanej tymczasowej wartości firmy.
Gdyby przejęcie udziałów Normbenz miało miejsce na początku okresu, przychody ze sprzedaży wyniosłyby 278 516 mln PLN a zysk
netto Grupy byłby na poziomie 33 586 mln PLN. Udział Normbenz w wypracowanych przez Grupę ORLEN przychodach i wyniku
za 2022 rok był nieistotny.
7.4. Zmiana struktury udziałowej w spółce Rafineria Gdańska
W dniu 30 listopada 2022 roku PKN ORLEN podpisał z Aramco Overseas Company B.V. przyrzeczoną umowę sprzedaży na rzecz
Aramco 30% udziałów w Rafinerii Gdańskiej Sp. z o.o. za cenę, na którą składa się element stały w kwocie ok. 1,15 mld PLN oraz element
zmienny, zależny od wysokości długu netto oraz kapitału obrotowego Rafinerii Gdańskiej w dniu podpisania umowy przyrzeczonej.
Ponadto, w dniu 30 listopada 2022 roku Spółka podpisała z:
- Aramco i Rafinerią Gdańską umowę joint venture określającą warunki współpracy wspólników w Rafinerii Gdańskiej, w tym w zakresie
przyjętego w niej ładu korporacyjnego (corporate governance) oraz przyznanych im uprawnień, oraz
- LOTOS SPV 1 (obecna nazwa: Aramco Fuels Poland) oraz Rafinerią Gdańską umowę processingową, która obowiązywać będzie w
okresie obowiązywania umowy joint venture.
Umowa processingowa przyznaje PKN ORLEN oraz Aramco Fuels Poland, jako Procesorom, dostęp do zdolności produkcyjnych rafinerii
w Gdańsku w proporcji odpowiednio 70% i /30% oraz wyklucza możliwość wykorzystywania zdolności produkcyjnych rafinerii przez strony
trzecie. Tym samym, Procesorzy mają wyłączny dostęp do mocy produkcyjnych rafinerii i w konsekwencji czerpią zasadniczo wszystkie
korzyści ekonomiczne z aktywów Rafinerii Gdańskiej. Ponadto, na bazie podpisanej umowy, Procesorzy są zobowiązani do pokrywania
kosztów stałych funkcjonowania rafinerii, nawet w okresie jej przestojów, więc zobowiązania zaciągnięte przez Rafinerię Gdańską są
pokrywane praktycznie wyłącznie przez przepływy pieniężne uzyskane od Procesorów, co wskazuje na to, że Procesorzy mają
zobowiązania wynikające ze zobowiązań Rafinerii Gdańskiej i są głównym źródłem przepływów pieniężnych przyczyniających się do
ciągłości działania tej spółki.
Na bazie przeprowadzonej analizy Grupa oceniła, że utrzymana inwestycja w Rafinerii Gdańskiej jest wspólnym ustaleniem umownym
stanowiącym wspólne działanie (joint operation).
W konsekwencji Grupa ujęła na dzień 30 listopada 2022 roku w pozostałych kosztach operacyjnych wynik na zbyciu udziałów w Rafinerii
Gdańskiej w kwocie (527) mln PLN będący różnicą pomiędzy wartością 30% aktywów netto na dzień transakcji a wartością otrzymanej
zapłaty od Aramco. Wartość zbytych aktywów wyniosła 7 779 mln PLN, w tym środków pieniężnych 535 mln PLN. Wartość zbytych
zobowiązań wyniosła 2 218 mln PLN.
Jak wskazano w nocie 7.3.1 na dzień sporządzenia niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego niezakończony został
proces wyceny do wartości godziwej nabytych aktywów i przejętych zobowiązań Grupy LOTOS, w wyniku którego również mogą ulec
zmianie wartości bilansowe spółki Rafineria Gdańska, będące podstawą ustalenia wykazanego wyniku na zbyciu 30% jej udziałów na
rzecz Aramco oraz ujętych wartości aktywów i zobowiązań we wspólnym działaniu na moment początkowego ujęcia. W związku z
powyższym wykazane wartości 70% aktywów i zobowiązań jak również ujęty obecnie wynik na transakcji zbycia 30% udziałów do Aramco
mogą ulec zmianie na skutek ostatecznego rozliczenia połączenia z Grupą LOTOS, na które Grupa ma 12 miesięcy od dnia połączenia.
Zgodnie z zasadami wskazanymi w MSSF 11 Wspólne ustalenia umowne na dzień 31 grudnia 2022 roku Grupa zaprezentowała swój
udział we wspólnym działaniu dotyczącym inwestycji w Rafinerii Gdańskiej poprzez ujęcie odpowiednich części aktywów, zobowiązań,
przychodów i kosztów wynikających z przypisanych jej praw i obowiązków w ramach podpisanych umów. Tym samym, Grupa ujęła w
poszczególnych pozycjach skonsolidowanego sprawozdania z sytuacji finansowej 70% aktywów i zobowiązań Rafinerii Gdańskiej
posiadanych i zaciągniętych wspólnie z drugim Procesorem (w tym aktywów produkcyjnych działalności rafineryjnej tej spółki) oraz
odpowiedni udział w aktywach i zobowiązaniach, wobec których mają zastosowanie inne zasady rozliczeń na bazie umów wspólnego
działania.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 35 / 141
Wartość aktywów i zobowiązań wspólnego działania w Rafinerii Gdańskiej rozpoznanych na moment początkowego ujęcia (według
udziału 70%):
30/11/2022
Aktywa razem
A
5 454
Aktywa trwałe
4 504
Rzeczowe aktywa trwałe
3 883
Wartości niematerialne
479
Aktywa z tytułu praw do użytkowania
142
Aktywa obrotowe
950
Zapasy
226
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności
349
Środki pieniężne
375
Zobowiązania razem
B
1 553
Zobowiązania długoterminowe
534
Kredyty
202
Rezerwy
29
Zobowiązania z tytułu podatku odroczonego
234
Zobowiązania z tytułu leasingu
68
Pozostałe zobowiązania
1
Zobowiązania krótkoterminowe
1 019
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
413
Zobowiązania z tytułu leasingu
3
Kredyty
87
Rezerwy
498
Zobowiązania z tytułu podatku dochodowego
18
Aktywa netto
C=A-B
3 901
7.5. Zmiany w strukturze Grupy ORLEN po zakończeniu okresu sprawozdawczego
w dniu 2 stycznia 2023 roku ORLEN Unipetrol RPA s.r.o. nabyła 100% udziałów w REMAQ s.r.o. (REMAQ) z siedzibą
w Otrokovicach w Czechach. REMAQ to czołowa spółka w rejonie środkowo-wschodniej Europy koncentrująca swoją podstawową
działalność na działaniach recyklingu chemicznego i mechanicznego. Więcej informacji w nocie 18.2.
w dniu 1 marca 2023 roku została zarejestrowana w KRS zmiana nazwy spółki PGNiG SPV 7 sp. z o.o. na PGNiG
BioEvolution sp. z o.o.
w dniu 7 kwietnia 2023 roku została zarejestrowana w KRS zmiana nazwy spółki ORLEN Neptun I sp. z o.o. na ORLEN
Neptun sp. z o.o.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 36 / 141
SYTUACJA FINANSOWA GRUPY
8. WPŁYW KONFLIKTU ZBROJNEGO W UKRAINIE NA DZIAŁALNOŚĆ OPERACYJNĄ I FINANSOWĄ GRUPY
Wybuch wojny w Ukrainie istotnie pogłębił niedobory gazu ziemnego, węgla kamiennego oraz ropy naftowej i paliw płynnych, które
pojawiły się na globalnych rynkach tych towarów już z początkiem czwartego kwartału 2021 roku. Kolejne sankcje nakładane na
import węglowodorów z Rosji spowodowały w początkowym okresie intensywny wzrost cen ropy i produktów ropopochodnych.
Wzrosły również ceny gazu i energii elektrycznej. Jednocześnie w 2022 roku występowała bardzo duża zmienność notowań
uprawnień do emisji CO
2
.
Od początku wojny Grupa obserwuje również wzrosty marż rafineryjnych, spowodowane głównie niedostateczną podażą paliw
w stosunku do popytu, wynikającą ze strukturalnego niedoboru mocy rafineryjnych na świecie silnie zredukowanych zaraz po
wybuchu pandemii.
Dynamiczne zmiany w otoczeniu makroekonomicznym i zmiany regulacyjne doprowadziły w 2022 roku do osłabienia waluty PLN
i wpływały tym samym na wycenę i rozliczenie posiadanych przez Grupę instrumentów pochodnych w całym prezentowanym
okresie.
W ocenie Grupy trwający konflikt w Ukrainie będzie w dalszym ciągu wpływać na sytuację makroekonomiczną w kraju i na świecie
i powodować zmienność cen produktów rafineryjnych i petrochemicznych oraz surowców, w tym ropy i gazu, energii oraz
uprawnień do emisji CO
2
i notowań walut z trudnym obecnie do określenia kierunkiem wpływu na marże. W konsekwencji może
to prowadzić do dalszego wzrostu inflacji i stóp procentowych, co przełoży się na sytuację gospodarczą w krajach, w których Grupa
prowadzi swoją działalność, w tym spowolnienie wzrostu gospodarczego lub nawet recesję. Natomiast skala i wpływ wojny w
Ukrainie na sytuację makroekonomiczną i w konsekwencji przyszłą sytuację finansową Grupy, jej działalność operacyjną, jak
również osiągane przez nią w przyszłości wyniki finansowe są obecnie bardzo trudne do oszacowania. Wpływ ten będzie
uzależniony zarówno od realizacji możliwych scenariuszy dalszego przebiegu wojny w Ukrainie, jak i od działań jakie będą
podejmowały rządy innych krajów, w tym podtrzymywania lub nakładania nowych sankcji na Rosję, a także kontynuacji ograniczeń
w relacjach handlowych z Rosją i ewentualnie państwami popierającymi jej działania zbrojne w Ukrainie.
Opis dokonań Grupy i czynników mających istotny wpływ na dane finansowe prezentowane przez Grupę na dzień 31 grudnia 2022
roku został przedstawiony w nocie 9.
Dotychczas nie wystąpiły żadne istotne zakłócenia w procesach operacyjnych realizowanych w ramach Grupy, jak również nie
miały miejsca istotne ograniczenia w zakresie dostępności surowców, w tym ropy naftowej, w żadnym z obszarów funkcjonowania
Grupy. Terminale, bazy magazynowe i rafinerie w Grupie ORLEN funkcjonują w niezmienionym zakresie, a dostawy paliw na
wszystkie stacje paliw są realizowane. Grupa ocenia, że dysponuje odpowiednimi zapasami surowców, w tym ropy naftowej oraz
paliw umożliwiających zabezpieczenie ciągłości procesów produkcyjnych. Ponadto, Grupa zabezpieczyła dodatkowe dostawy ropy
naftowej z alternatywnych źródeł. Od wybuchu wojny w Ukrainie PKN ORLEN zrezygnował ze sprowadzania rosyjskiej ropy
naftowej drogą morską oraz gotowych paliw z Rosji. Od początku lutego 2023 r., po wygaśnięciu kontraktu z firmą Rosnieft,
dostawy rosyjskiej ropy pokrywały tylko ok. 10 proc. zapotrzebowania Spółki na ten surowiec. Były to wyłącznie dostawy
rurociągowe, na które nie zostały wprowadzone międzynarodowe sankcje. Pod koniec lutego 2023 roku strona rosyjska
wstrzymała dostawy rurociągiem Przyjaźń do Polski, w związku z czym obecnie PKN ORLEN nie otrzymuje ropy naftowej z Rosji.
W ostatnim okresie Spółka podejmowała intensywne działania na rzecz dywersyfikacji portfela i dostawy do rafinerii mogą się
odbywać wyłącznie drogą morską. Obecnie dostawy ropy naftowej realizowane są z obszarów Morza Północnego, Afryki
Zachodniej, basenu Morza Śródziemnego, a także Zatoki Perskiej i Meksykańskiej. Ważnym partnerem w ramach portfela
importowego tego surowca jest Saudi Aramco, z którym PKN ORLEN zawarł w 2022 roku strategiczny kontrakt na dostawy ropy
naftowej. Tym samym, wstrzymanie dostaw ropy REBCO z Rosji nie będzie mieć wpływu na zaopatrzenie polskich odbiorców
Spółki w jej produkty, w tym benzynę i olej napędowy. Spółka na bieżąco monitoruje, oraz prognozuje stany zapasów operacyjnych
ropy naftowej oraz weryfikuje założenia do planu operacyjnego. W oparciu o zakontraktowane wolumeny dostaw oraz planowane
poziomy przerobu, podejmowane są decyzje zakupowe mające na celu zabezpieczenie ciągłości procesów produkcyjnych przy
założonej strukturze surowca w kolejnych okresach oraz zachowaniu bezpieczeństwa podaży produktów.
Spółka podlega także licznym obowiązkom wynikającym z Ustawy z dnia 16 lutego 2007 r. o zapasach ropy naftowej, produktów
naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacjach zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i
zakłóceń na rynku naftowym i spełnia wymogi w zakresie magazynowanych zapasów obowiązkowych ropy naftowej i paliw.
Wielkości zapasów obowiązkowych są kontrolowane przez krajowe organy regulacyjne i mogą być wprowadzane na rynek (lub
przetwarzane na produkty w przypadku ropy naftowej) tylko w odpowiedzi na niedobory/zakłócenia w dostawach lub sytuacje
kryzysowe na rynku, zgodnie z decyzją/zezwoleniem rządu lub jako wynik decyzji o uwolnieniu zapasów, podjętej przez
Międzynarodową Agencję Energetyczną (MAE).
Dodatkowo, Grupa podejmuje intensywne działania w celu zwiększenia importu ropy do czeskich rafinerii z innych kierunków niż
rosyjski. W szczególności Koncern prowadzi rozmowy z czeskim rządem na temat modernizacji ropociągów TAL, IHL oraz Adria i
w ten sposób zmniejszenia zależności od importu ropy z Rosji. Obecnie rurociągi, które dostarczają ropę do Czech, nadal są
wyłączone z sankcji, w związku z ograniczonymi możliwościami alternatywnych dostaw.
Mając na uwadze powyższe, w horyzoncie obejmującym okres 12 miesięcy po dniu bilansowym, Grupa nie identyfikuje ryzyka
wystąpienia niedoborów zapasów operacyjnych ropy naftowej.
Niemniej jednak Grupa ocenia, że ograniczenia dostaw ropy z kierunku rosyjskiego mają wpływ na działalność operacyjną i wyniki
finansowe Grupy. W związku z tym szacunki przepływów pieniężnych będące podstawą testów na utratę wartości w segmencie
Rafineria i Petrochemia uwzględniają efekt ograniczonej dostępności ropy REBCO i zastępowanie jej innymi droższymi
dostępnymi ropami, co przekłada się na zwiększenie kosztów produkcji. Więcej szczegółów w nocie 14.4.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 37 / 141
W związku z połączeniem PKN ORLEN z PGNiG w dniu 2 listopada 2022 roku, PKN ORLEN, jako następca prawny PGNiG, na
bieżąco monitoruje sytuację w zakresie realizacji dostaw gazu ziemnego do polskiego systemu przesyłowego. Spółka rozpoczęła
sezon grzewczy ze stanem magazynowym gazu ziemnego w kraju w pełnej nominalnej pojemności dostępnych instalacji. Dzięki
zarezerwowanym mocom przesyłowym, PKN ORLEN może realizować dostawy gazu ziemnego z różnych kierunków, w tym z
Terminala LNG w Świnoujściu (dostawy głównie z Kataru i Stanów Zjednoczonych), z Litwy, jak również przez gazociąg Baltic
Pipe z Norweskiego Szelfu Kontynentalnego. Ważnym źródłem gazu ziemnego jest również wydobycie ze złóż krajowych. W
zależności od potrzeb bilansowych, Grupa ORLEN dokonuje rezerwacji dodatkowych mocy przesyłowych na interkonektorach
oraz uzupełniających zakupów gazu. Grupa inwestuje również we własne tankowce LNG, które zapewnią Grupie efektywny
transport skroplonego gazu do Polski i wzmocnią pozycję koncernu na globalnym rynku LNG.
Wstrzymanie dostaw rosyjskiego gazu do Polski w kwietniu 2022 roku przyspieszyło dywersyfikację importu. Szybka i efektywna
reorganizacja dostaw w Spółce zapewniła bezpieczeństwo polskim odbiorcom tego surowca importem z różnych kierunków.
Spółka oczekuje, że 2023 rok będzie pierwszym pełnym rokiem bez importu gazu z Rosji.
Na dzień sporządzenia niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego przesył gazu zarówno do klientów Spółki jak i
do Grupy ORLEN jest zgodny ze zgłaszanym zapotrzebowaniem. Ponadto, od końca 2021 roku PKN ORLEN wdrażał dodatkowo
działania po stronie technologicznej zmniejszające zależność zakładu głównego w Płocku od dostępności gazu ziemnego.
Dodatkowo poprzez członkostwo i aktywny udział na Towarowej Giełdzie Energii oraz posiadanie portfela kontraktów OTC Spółka
ma szerokie możliwości w zakresie alternatyw zakupowych.
W związku z trwającą wojną w Ukrainie Grupa opracowała odpowiednie plany awaryjne zarówno na wypadek ataków
cybernetycznych, konieczności wprowadzenia natychmiastowych zmian w łańcuchu dostaw, jak również na wypadek zagrożenia
życia pracowników spółek Grupy w przypadku rozszerzenia działań zbrojnych na terytoria innych krajów. Dodatkowo opracowane
zostały procedury na wypadek wystąpienia sytuacji awaryjnych w celu zapewnienia ciągłości działania infrastruktury krytycznej.
Grupa posiada wystarczające środki finansowe umożliwiające jej regulowanie bieżących zobowiązań, a także kontynuację
planowanych projektów inwestycyjnych i akwizycyjnych.
Ponadto, Grupa na bieżąco dostosowuje działania na posiadanym portfelu transakcji pochodnych do zmieniających się warunków
rynkowych, aby zredukować ich negatywny wpływ na sytuację płynnościową oraz wyniki Grupy.
W ocenie Grupy trwający konflikt w Ukrainie nie wpływa na zmianę ryzyka w odniesieniu do udzielonych gwarancji na dzień 31
grudnia 2022 roku. Grupa dokonała szczegółowej analizy sprzedaży realizowanej na rynkach ukraińskim i rosyjskim.
Grupa nie posiada jednostek zależnych, współkontrolowanych ani stowarzyszonych w Rosji i Białorusi. Na dzień 31 grudnia 2022
roku Grupa nie posiadała też istotnych aktywów zlokalizowanych na terenach Rosji, Białorusi, ani Ukrainy, a wolumen sprzedaży
w tych krajach jest nieistotny (udział poniżej 2% w przychodach ze sprzedaży Grupy).
Pomimo trwającego konfliktu w Ukrainie oraz związanej z tym zmienności na rynkach i sytuacji makroekonomicznej, w 2022 roku
Grupa nie zaobserwowała istotnego pogorszenia spłacalności, bądź też zwiększenia ilości upadłości lub restrukturyzacji wśród
swoich klientów. Ze względu na efektywne zarządzanie kredytem kupieckim i windykacją, Grupa ocenia, że ryzyko
nieuregulowania należności przez kontrahentów nie uległo istotnej zmianie, a spłacalność należności wykazanych w bilansie na
dzień 31 grudnia 2022 roku, których termin wymagalności przypada w najbliższych miesiącach, pozostanie na niezmienionym
istotnie poziomie. W związku z powyższym, na dzień 31 grudnia 2022 roku Grupa nie zidentyfikowała przesłanek do
zmodyfikowania założeń przyjętych do oceny oczekiwanej straty kredytowej pod kątem potencjalnej konieczności uwzględnienia
dodatkowego elementu ryzyka związanego z obecną sytuacją gospodarczą oraz prognozami na przyszłość.
Grupa na bieżąco analizuje sytuację na rynkach oraz spływające sygnały od kontrahentów mogące świadczyć o pogorszeniu
sytuacji finansowej i w razie konieczności dokona aktualizacji przyjętych szacunków do kalkulacji ECL w kolejnych okresach
sprawozdawczych.
Grupa na bieżąco monitoruje rozwój wydarzeń w Ukrainie i dostosowuje swoje działania do zmieniających się warunków
rynkowych. Niemniej jednak, w przypadku przedłużającego się konfliktu zbrojnego w Ukrainie i realizacji negatywnych scenariuszy
wypływu wojny na sytuację gospodarczą na świecie, może mieć to negatywny wpływ również na działalność Grupy, zarówno od
strony organizacyjnej, jak i płynnościowej.
Grupa ORLEN przyjmuje, iż inwazja Rosji na Ukrainę może wpływać w kolejnych okresach na istotne szacunki i założenia
dokonywane przez Zarząd, w szczególności takie, jak:
- ceny i podaż surowców: ropy naftowej, gazu, energii elektrycznej;
- zmiany cen praw do emisji CO
2
;
- optymalizacja surowcowa w związku z wysoką ceną i zmiennością podaży;
- ceny i marże produktów rafineryjnych i petrochemicznych;
- kursy walut, głównie EUR i USD;
- wskaźniki oczekiwanej stopy zwrotu z inwestycji WACC;
- wskaźniki inflacji i poziom stóp procentowych.
Założenia te będą wpływać w głównej mierze na modele w odniesieniu do kształtowania się przyszłych oczekiwanych przepływów
pieniężnych, jak również sposób kalkulacji stóp dyskonta stosowanych do oszacowania wartości użytkowej w testach na utratę
wartości aktywów trwałych. Założenia te będą też wpływały na kształtowanie się przyszłych, oczekiwanych przepływów
pieniężnych w opracowywanych przez Grupę scenariuszach.
Zmiany założeń dotyczących wskaźników inflacji i poziomu stóp procentowych będą wpływały również na szacunki dotyczące
utworzonych rezerw w części długoterminowej, jak również na kalkulację krańcowej stopy procentowej do wyceny zobowiązań z
tytułu leasingu.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 38 / 141
Założenia dotyczące cen ropy, jak również ceny produktów rafineryjnych i petrochemicznych będą wpływały na szacunki Grupy
dotyczące wartości netto możliwej do uzyskania w odniesieniu do zapasów.
Dodatkowo, zmiany cen surowców, uprawnień do emisji CO
2
, marże na produktach oraz wahania kursów walut będą miały
bezpośredni wpływ na zyski z działalności operacyjnej generowane przez Emitenta, w tym wycenę i rozliczenie posiadanych przez
Grupę instrumentów pochodnych.
Ponadto przyjęte założenia w odniesieniu do danych makroekonomicznych, takich jak dynamika Produktu Krajowego Brutto,
wskaźnik inflacji, czy stopy bezrobocia, mogą wpływać na konieczność zmiany szacunków w odniesieniu do oczekiwanej straty
kredytowej dla należności handlowych Grupy i uwzględnienia w kalkulacji oczekiwanej straty kredytowej dodatkowego elementu
ryzyka związanego z sytuacją gospodarczą oraz prognozami na przyszłość.
Szczegóły założeń w odniesieniu do powyższych parametrów przyjętych przez Grupę w ramach prognoz przepływów pieniężnych
użytych w ramach testów na utratę wartości aktywów trwałych przeprowadzonych na dzień 31 grudnia 2022 roku oraz analiza
wrażliwości w odniesieniu do wybranych założeń zostały przedstawione w nocie 14.4.
Dokonując założeń i szacunków, Grupa opierała się na racjonalnych i mających poparcie faktograficzne założeniach
odzwierciedlających jak najwłaściwszą ocenę Zarządu odnośnie do całokształtu warunków gospodarczych, które mogą wystąpić
w dającej się przewidzieć przyszłości. Niemniej jednak, w związku z tym że przyjęte przez Grupę szacunki są obarczone dużą
niepewnością, istnieje znaczące ryzyko, że wartości bilansowe opisanych powyżej aktywów i zobowiązań, na które przyjęte
założenia mają największy wpływ, mogą ulec istotnym zmianom w kolejnych okresach sprawozdawczych. Od wybuchu wojny w
Ukrainie na rynkach towarów utrzymuje się wysoka niepewność i nieprzewidywalność zmian cen. Wynika to zarówno z
nieprzewidywalności dalszego przebiegu wojny, jak i kolejnych sankcji nałożonych na Rosję i ich skutków oraz retorsji ze strony
Rosji. W tych warunkach wiele instytucji międzynarodowych wstrzymało się z prognozami. W ich miejsce pojawiły się warunkowe
scenariusze, ograniczone do wiodących rynków surowcowych, takich jak ropa naftowa, i różniące się między sobą skalą i
skutecznością sankcji na rosyjski eksport paliw kopalnych, którym jednakże z powodu wysokiej niepewności nie można przypisać
uzasadnionego poziomu prawdopodobieństwa realizacji.
9. WYNIKI FINANSOWE I OPERACYJNE
Rachunek zysków lub strat
Przychody ze sprzedaży Grupy ORLEN za 2022 rok wyniosły 277 564 mln PLN i były wyższe o 146 223 mln PLN (r/r). Wyższe
przychody ze sprzedaży, odzwierciedlają wzrost o 18% (r/r) wolumenów sprzedaży w tonach we wszystkich segmentach operacyjnych
oraz ujęcie w 2022 roku w ramach nowego segmentu gaz wolumenów sprzedaży gazu ziemnego w wysokości 109,6 TWh oraz gazu
CNG w wysokości 4,7 mln m
3
. Wzrost wolumenów wynika głównie z ujęcia w konsolidacji spółek z dawnej Grupy LOTOS i Grupy PGNiG.
Dodatkowo wpływ na poziom przychodów miały wyższe o 43% (r/r) ceny ropy naftowej a w rezultacie także notowania głównych
produktów. W 2022 roku w porównaniu do 2021 roku wzrosły ceny benzyny o 53%, oleju napędowego o 81%, lekkiego oleju opałowego
o 76%, paliwa lotniczego o 80%, ciężkiego oleju opałowego o 25%, etylenu o 28% i propylenu o 28%.
Koszty działalności operacyjnej łącznie zwiększyły się o (117 928) mln PLN (r/r) do poziomu (239 839) mln PLN, głównie w wyniku
uwzględnienia kosztów spółek dawnej Grupy LOTOS w kwocie (18 548) mln PLN i Grupy PGNiG w kwocie (32 297) mln PLN oraz
wzrostu cen podstawowych surowców i energii eklektycznej między innymi na skutek trwającej wojny rosyjsko-ukraińskiej.
Wynik na pozostałej działalności operacyjnej wyniósł 3 393 mln PLN i był niższy o (520) mln PLN (r/r) głównie w wyniku rozpoznania
tymczasowego zysku z tytułu okazyjnego nabycia Grupy LOTOS i Grupy PGNiG w łącznej wysokości 14 166 mln PLN, których
wartość może ulec zmianie w wyniku wyceny do wartości godziwej poszczególnych przejętych aktywów i zobowiązań Grupy
LOTOS i Grupy PGNiG w ramach procesu rozliczenia połączeń metodą przejęcia zgodnie z MSSF 3 (dodatkowe informacje nota
7.3), zmiany wpływu netto rozliczenia i wyceny pochodnych instrumentów finansowych dotyczących ekspozycji operacyjnej
(instrumenty niewyznaczone dla celów rachunkowości zabezpieczeń) w kwocie (5 870) mln PLN, utworzenia netto odpisów
aktualizujących wartość rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, wartości firmy i pozostałych składników majątku w
wysokości (6 330) mln PLN (dodatkowe informacje nota 14.4) oraz rozpoznania wyniku na zbyciu 30% udziałów w Rafinerii Gdańskiej w
pozostałych kosztach operacyjnych w wysokości (527) mln PLN (dodatkowe informacje nota 7.4). Ujemne wyniki operacyjne w
segmencie Gaz wynikają głównie ze sprzedaży części wolumenów gazu po cenach stałych, niższych niż bieżące koszty
pozyskania gazu po cenach rynkowych.
W efekcie zysk z działalności operacyjnej wyniósł 41 093 mln PLN i był wyższy o 27 223 mln PLN (r/r).
Koszty finansowe netto w omawianym okresie wyniosły (486) mln PLN i obejmowały głównie nadwyżkę ujemnych różnic kursowych
w kwocie (643) mln PLN, koszty odsetkowe netto w kwocie (494) mln PLN oraz rozliczenie i wycenę pochodnych instrumentów
finansowych netto w wysokości 513 mln PLN.
Po uwzględnieniu podatku dochodowego w kwocie (6 963) mln PLN zysk netto Grupy ORLEN za 2022 rok osiągnął wartość 33
630 mln PLN i był wyższy o 22 442 mln PLN (r/r).
Sprawozdanie z sytuacji finansowej
Suma aktywów Grupy ORLEN na dzień 31 grudnia 2022 roku wyniosła 272 327 mln PLN i była wyższa o 165 573 mln PLN
w porównaniu ze stanem z dnia 31 grudnia 2021 roku.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 39 / 141
Wartość aktywów trwałych na dzień 31 grudnia 2022 roku wyniosła 153 117 mln PLN i była wyższa o 84 411 mln PLN w porównaniu
z końcem poprzedniego roku, głównie z tytułu zwiększenia wartości rzeczowych aktywów trwałych i wartości niematerialnych oraz
aktywów z tytułu praw do użytkowania o 74 173 mln PLN, w związku z objęciem kontrolą aktywów trwałych byłej Grupy LOTOS i
byłej Grupy PGNiG w wysokości 59 146 mln PLN (szczegółowe informacje w nocie 7.3) oraz pozostałych aktywów o 3 323 mln
PLN, głównie z tytułu środków o ograniczonej możliwości dysponowania zgromadzonych na wydzielonych rachunkach w związku
z zabezpieczeniem przyszłych kosztów likwidacji kopalń i złóż oraz z tytułu zaliczek na środki trwałe w budowie.
Zmiana salda rzeczowych aktywów trwałych oraz wartości niematerialnych o 69 497 mln PLN (r/r) obejmowała:
nakłady inwestycyjne w wysokości 17 717 mln PLN, w tym poniesione na rozbudowę zdolności produkcyjnych nawozów
w Anwil, budowę instalacji Visbreakingu i HVO (Hydrotreated Vegetable Oil) w Płocku, budowę instalacji Bioetanolu 2 Gen
w ORLEN Południe, budowę nowego Hydrokrakingu na Litwie, rozbudowę zdolności produkcyjnych instalacji Olefin w Płocku,
projekty w segmencie Energetyka związane głównie z: modernizacją obecnych aktywów oraz przyłączeniem nowych
odbiorców, budową CCGT Ostrołęka oraz projekty w segmencie Detal i Wydobycie,
amortyzację w kwocie (6 099) mln PLN,
zakup uprawnień CO
2
oraz certyfikatów energetycznych w wysokości 6 452 mln PLN,
umorzenie uprawnień CO
2
oraz certyfikatów energetycznych w wysokości (6 127) mln PLN,
otrzymane nieodpłatnie uprawnienia w wysokości 3 400 mln PLN,
utworzenie netto odpisów aktualizujących wartość aktywów trwałych w wysokości (6 330) mln PLN głównie w segmencie
Rafineria i Wydobycie,
efekt rozpoznania nowych aktywów na moment nabycia byłej Grupy LOTOS i byłej Grupy PGNiG w wysokości odpowiednio 4
143 mln PLN i 51 246 mln PLN,
efekt przeliczenia sald spółek zagranicznych w wysokości 276 mln PLN.
Wzrost salda aktywów z tytułu prawa do użytkowania o 4 676 mln PLN to głównie efekt objęcia kontrolą spółek z byłej Grupy
LOTOS i byłej Grupy PGNiG w wysokości odpowiednio 839 mln PLN i 2 918 mln PLN.
Wartość aktywów obrotowych na dzień 31 grudnia 2022 zwiększyła się o 81 162 mln PLN w porównaniu z końcem poprzedniego
roku, przede wszystkim w efekcie zwiększenia:
salda zapasów o 26 717 mln PLN,
salda należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych należności o 22 864 mln PLN,
salda środków pieniężnych o 18 560 mln PLN,
pozostałych aktywów o 9 887 mln PLN, które dotyczyły głównie wzrostu depozytów zabezpieczających o 8 509 mln PLN z
tytułu zabezpieczenia zawartych transakcji na giełdach towarowych (szczegółowe informacje w nocie 14.10). Wzrost salda
depozytów zabezpieczających wynika głównie z ujęcia w konsolidacji depozytów byłej Grupy PGNiG.
Wzrost wartości zapasów to efekt wzrostu cen ropy naftowej i produktów ropopochodnych oraz ujęcia w konsolidacji zapasów
byłej Grupy LOTOS i Grupy PGNiG. Zmiana salda należności wynikała głównie z wyższej sprzedaży w ujęciu wartościowym
i ilościowym oraz ujęcia w konsolidacji należności byłej Grupy LOTOS i byłej Grupy PGNiG.
Kapitał własny na dzień 31 grudnia 2022 roku wyniósł 136 959 mln PLN i był wyższy o 84 381 mln PLN w porównaniu ze stanem
z końca 2021 roku głównie z tytułu ujęcia zysku netto za 2022 rok w kwocie 33 630 mln PLN, rozpoznania emisji akcji
połączeniowych powstałych na potrzeby połączenia z Grupą LOTOS i Grupą PGNiG w wysokości 46 146 mln PLN pomniejszone
o koszty związane z emisją akcji w wysokości 52 mln PLN, wpływu zmiany salda kapitałów z tytułu stosowania rachunkowości
zabezpieczeń w kwocie 5 435 mln PLN, wpływu różnic kursowych z tytułu przeliczenia kapitałów własnych jednostek działających
za granicą w kwocie 573 mln PLN oraz wypłaty dywidendy dla akcjonariuszy PKN ORLEN z zysków lat ubiegłych w łącznej
wysokości (1 497) mln PLN.
Wartość zobowiązań z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych zobowiązań zwiększyła się o 20 446 mln PLN w porównaniu ze
stanem z końca 2021 roku głównie w wyniku zwiększenia zobowiązań handlowych o 9 393 mln PLN, zobowiązań podatkowych o
2 058 mln PLN, oraz zobowiązań inwestycyjnych o 3 275 mln PLN oraz pozostałych zobowiązań w wysokości 1 696 mln PLN oraz
niezrealizowanego zobowiązania wobec GAZPROM w wysokości 2 249 mln PLN w związku z wydaniem Dekretu o specjalnej
procedurze wykonania zobowiązań zagranicznych nabywców wobec rosyjskich dostawców gazu ziemnego w Rosji w dniu 31
marca 2022 roku oraz wydaniem decyzji Ministra Spraw Wewnętrznych i Administracji w Polsce w dniu 28 września 2022 roku i w
konsekwencji zablokowaniem przez GAZPROM możliwości regulowania przez Spółkę płatności według dotychczasowych zasad
określonych w kontrakcie. Wzrost zobowiązań handlowych wynikał głównie z wyższych cen na rynkach oraz ujęcia w konsolidacji
zobowiązań byłej Grupy LOTOS i Grupy PGNiG.
Wartość rezerw na dzień 31 grudnia 2022 roku wyniosła 20 896 mln PLN i była wyższa o 12 790 mln PLN w porównaniu ze stanem
z końca 2021 roku. Zwiększenie rezerw wynikało głównie z:
ujęcia w sprawozdaniu z sytuacji finansowej Grupy ORLEN rezerw w związku z połączeniem z Grupą LOTOS i Grupą PGNiG
w łącznej wysokości 8 116 mln PLN (głównie w zakresie rezerwy środowiskowej, rezerwy na prawa majątkowe, rezerwy
na nagrody jubileuszowe i świadczenia po okresie zatrudnienia oraz pozostałych rezerw dotyczących spraw spornych);
utworzenia rezerwy na kontrakty rodzące obciążenia w Grupie ENERGA w wysokości 1 068 mln PLN w związku z
wprowadzeniem ustawy o zamrożeniu cen energii od 2023 roku;
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 40 / 141
rozliczenia salda rezerwy netto na szacowane emisje CO
2
oraz certyfikaty energetyczne w łącznej kwocie 2 159 mln PLN
głównie w efekcie utworzenia rezerw w kwocie 8 286 mln PLN w oparciu o metodę średnioważonej ceny posiadanych
uprawnień i certyfikatów oraz ich wykorzystania z tytułu umorzenia praw majątkowych za 2021 rok w kwocie (6 127) mln PLN.
Wartość zobowiązań z tytułu podatku odroczonego netto zwiększyła się o 1 783 mln PLN w porównaniu ze stanem z końca 2021
roku i dotyczyła głównie przejęcia zobowiązań z tytułu podatku odroczonego netto byłej Grupy LOTOS i byłej Grupy PGNiG w
łącznej wysokości 1 659 mln PLN oraz rozpoznania w 2022 roku aktywa z tytułu podatku odroczonego od odpisów aktualizujących
wartość aktywów rafineryjnych i wydobywczych w wysokości 281 mln PLN.
Instrumenty pochodne długoterminowe i krótkoterminowe na dzień 31 grudnia 2022 roku wyniosły 17 452 mln PLN i były wyższe
o 16 286 mln PLN głównie z tytułu rozpoznania instrumentów pochodnych zabezpieczających przepływy pieniężne oraz
instrumentów niewyznaczonych dla celów rachunkowości zabezpieczeń w kwotach odpowiednio 12 141 mln PN oraz 4 137 mln
PLN. Wzrost wynika głównie z rozpoznania swapów towarowych zabezpieczających gaz ziemny: niewyznaczonych dla celów
rachunkowości zabezpieczeń w kwocie 3 003 mln PLN oraz zabezpieczających przepływy pieniężne w kwocie 12 325 mln PLN.
Występowanie instrumentów pochodnych zabezpieczających gaz ziemny na koniec 2022 roku jest następstwem połączenia z
Grupą PGNiG.
Pozostałe zobowiązania krótkoterminowe były wyższe o 1 864 mln PLN w porównaniu ze stanem z końca 2021 roku i wyniosły
2 002 mln PLN i dotyczyły głównie zobowiązań z tytułu rozliczonych instrumentów pochodnych (rozliczenie swapów towarowych)
w wysokości 1 394 mln PLN oraz przychodów przyszłych okresów w wysokości 423 mln PLN.
Zadłużenie finansowe netto Grupy ORLEN na dzień 31 grudnia 2022 roku wyniosło (2 258) mln PLN i było niższe o (14 533) mln
PLN w porównaniu z końcem 2021 roku głównie z tytułu wypływów netto obejmujących wpływy i spłaty kredytów, pożyczek i wykup
obligacji w kwocie (11 424) mln PLN, zwiększenia salda środków pieniężnych o (18 560) mln PLN, lokat krótkoterminowych o (27)
mln PLN oraz efektu netto wyceny i przeszacowania zadłużenia z tytułu różnic kursowych oraz odsetek w łącznej kwocie 807 mln
PLN jak również z tytułu rozpoznania zadłużenia wynikającego z połączenia z Grupą LOTOS i Grupą PGNiG w wysokości 14 671
mln PLN.
Sprawozdanie z przepływów pieniężnych
Wpływy środków pieniężnych netto z działalności operacyjnej za 2022 rok wyniosły 30 951 mln PLN i obejmowały głównie wynik
z działalności operacyjnej powiększony o amortyzację (EBITDA) w wysokości 48 009 mln PLN skorygowany o:
ujemny efekt zwiększenia kapitału pracującego netto o (11 302) mln PLN głównie w wyniku wzrostu notowań cen ropy i
produktów, które przełożyły się na wzrost wartości zapasów, zobowiązań i należności, pomniejszony o zapłacony podatek
dochodowy w wysokości (5 077) mln PLN,
zysk z działalności inwestycyjnej w wysokości (7 379) mln PLN dotyczącą głównie rozpoznania zysku z tytułu okazyjnego
nabycia Grupy LOTOS i Grupy PGNiG w łącznej wysokości (14 166) mln PLN oraz utworzenia netto odpisów aktualizujących
wartość rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, wartości firmy i pozostałych składników majątku w wysokości
6 330 mln PLN,
zmianę stanu rezerw w wysokości 9 451 mln PLN głównie w wyniku utworzenia rezerwy na emisję CO
2
pozostałe korekty w wysokości (2 428) mln PLN dotyczące głównie depozytów zabezpieczających do rozliczeń transakcji
zabezpieczających ryzyko towarowe zawartych z instytucjami finansowymi oraz na giełdach towarowych w kwocie 3 468 mln
PLN, rozliczenia dotacji na prawa majątkowe w wysokości (2 931) mln PLN.
udział w wyniku finansowym jednostek wycenianych metodą praw własności w wysokości (284) mln PLN
Środki pieniężne netto wykorzystane z działalności inwestycyjnej za 2022 rok wyniosły 1 517 mln PLN i obejmowały głównie
przepływy netto na nabycie i sprzedaż składników rzeczowego majątku trwałego, wartości niematerialnych i aktywów z tytułu praw
do użytkowania w kwocie (20 113) mln PLN, środki pieniężne w nabytych spółkach byłej Grupy LOTOS i byłej Grupy PGNiG na
moment połączenia w łącznej wysokości 17 128 mln PLN, wpływy ze sprzedaży akcji/udziałów w związku z realizacją Środków
Zaradczych oraz zbycia 30% udziałów w Rafinerii Gdańskiej w wysokości 4 654 mln PLN.
Przepływy netto środków pieniężnych wykorzystane w działalności finansowej za 2022 rok wyniosły (14 569) mln PLN i obejmowały
głównie spłatę netto kredytów i pożyczek w wysokości (10 598) mln PLN, wykup obligacji serii C i D w wysokości (826) mln PLN
w ramach drugiego publicznego programu emisji obligacji detalicznych, wypłaconą dywidendę dla akcjonariuszy PKN ORLEN w
kwocie (1 497) mln PLN płatności odsetek w wysokości (864) mln PLN i płatności zobowiązań z tytułu umów leasingu w wysokości
(892) mln PLN.
Po uwzględnieniu przeszacowania środków pieniężnych z tytułu różnic kursowych saldo środków pieniężnych w 2022 roku
zwiększyło się o 18 560 mln PLN i na dzień 31 grudnia 2022 roku wyniosło 21 456 mln PLN.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 41 / 141
DANE SEGMENTOWE
10. SEGMENTY DZIAŁALNOŚCI
RAFINERIA
Produkcja i hurt rafineryjny
Produkcja i sprzedaż olejów
Produkcja pomocnicza
PETROCHEMIA
Produkcja i hurt petrochemiczny
Produkcja i sprzedaż chemii
Produkcja pomocnicza
ENERGETYKA
Wytwarzanie, dystrybucja i sprzedaż
energii elektrycznej i cieplnej ze źródeł
konwencjonalnych oraz OZE
Obrót energią elektryczną
DETAL
Działalność na stacjach paliw
Działalność Grupy RUCH
WYDOBYCIE
Poszukiwanie i wydobycie zasobów
mineralnych
GAZ
Poszukiwanie gazu ziemnego
Wytwarzanie, dystrybucja i sprzedaż gazu
Obrót i magazynowanie gazu
FUNKCJE
KORPORACYJNE
Zarządzanie
Administracja
Pozostałe stanowiące tzw. pozycję
uzgodnieniową
WYBRANE ZASADY RACHUNKOWOŚCI
System organizacji oraz zarządzania Grupą ustalony jest w oparciu o wydzielone segmenty operacyjne. Podział na segmenty operacyjne
dokonywany jest na bazie czynników uwzględniających m.in. rodzaj oferowanych produktów i usług, charakterystykę procesu produkcji, rodzaj
klientów oraz inne podobieństwa ekonomiczne. Grupa nie dokonuje łączenia segmentów operacyjnych na cele sprawozdawcze, w związku z
czym każdy z segmentów operacyjnych jest wykazywany osobno.
Oceny wyników finansowych segmentów operacyjnych i decyzje o przydziale zasobów dokonywane są głównie na bazie EBITDA. Wskaźnik
EBITDA jest jedną z miar efektywności prowadzonej działalności, która nie jest zdefiniowana w MSSF. Grupa ORLEN definiuje wskaźnik EBITDA
jako zysk/(strata) netto za dany okres sprawozdawczy przed uwzględnieniem wpływu podatku dochodowego, efektów działalności finansowej
oraz kosztów amortyzacji.
Przychody z transakcji z podmiotami zewnętrznymi i transakcje między segmentami realizowane są na warunkach rynkowych.
Grupa zaprezentowała w 2022 roku całą wartość tymczasowego zysku na okazyjnym nabyciu powstałego z połączenia z Grupą
LOTOS i Grupą PGNiG w ramach segmentu Funkcje Korporacyjne, ponieważ jest to zdarzenie jednorazowe, które nie wpływa
na podejmowane w ramach Grupy decyzje o sposobie alokowania zasobów oraz ocenę wyników działalności poszczególnych
segmentów operacyjnych. W związku z połączeniem z PGNiG, Grupa wyodrębniła nowy segment Gaz, który obejmuje głównie
sprzedaż gazu ziemnego importowanego, wydobywanego ze złóż oraz zakupionego na giełdach gazu, dystrybucję gazu ziemnego
siecią dystrybucyjną do odbiorców indywidualnych, przemysłowych i hurtowych, jak również eksploatację, remonty i rozbudowę
sieci dystrybucyjnej.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 42 / 141
11. PRZYCHODY, KOSZTY, WYNIKI FINANSOWE, ZWIĘKSZENIA AKTYWÓW TRWAŁYCH
2022 rok
NOTA
Segment
Rafineria
Segment
Petrochemia
Segment
Energetyka
Segment
Detal
Segment
Wydobycie
Segment
Gaz
Funkcje
Korporacyjne
Wyłączenia
Razem
Sprzedaż zewnętrzna
13.1;13.2;13.3
131 477
24 475
27 044
65 329
2 718
25 887
634
-
277 564
Sprzedaż między segmentami
55 951
5 699
7 757
175
5 751
3 764
819
(79 916)
-
Przychody ze sprzedaży
187 428
30 174
34 801
65 504
8 469
29 651
1 453
(79 916)
277 564
Koszty operacyjne ogółem
(159 493)
(27 910)
(32 413)
(63 536)
(1 612)
(31 796)
(2 984)
79 905
(239 839)
Pozostałe przychody
operacyjne
13.10
1 015
631
1 385
102
242
1 697
14 261
-
19 333
zysk z tytułu okazyjnego
nabycia Grupy LOTOS i
Grupy PGNiG
13.10
-
-
-
-
-
-
14 166
-
14 166
Pozostałe koszty operacyjne
13.11
(9 924)
(934)
(1 397)
(143)
(1 472)
(1 670)
(400)
-
(15 940)
(Strata)/odwrócenie straty z
tytułu utraty wartości
należności handlowych
13.13
(1)
(4)
(140)
(6)
(21)
(148)
11
-
(309)
Udział w wyniku finansowym
jednostek wycenianych
metodą praw własności
14.3
10
219
64
-
1
(10)
-
-
284
Zysk/(Strata) z działalności
operacyjnej
19 035
2 176
2 300
1 921
5 607
(2 276)
12 341
(11)
41 093
Przychody i koszty finansowe
netto
13.12
(486)
(Strata)/odwrócenie straty z
tytułu utraty wartości pożyczek
i odsetek od należności
handlowych
13.13
(14)
Zysk przed
opodatkowaniem
40 593
Podatek dochodowy
13.14
(6 963)
Zysk netto
33 630
Amortyzacja
13.9.2
1 583
1 104
1 744
866
988
305
326
-
6 916
EBITDA
20 618
3 280
4 044
2 787
6 595
(1 971)
12 667
(11)
48 009
Zwiększenia aktywów
trwałych
4 333
5 065
4 368
1 409
2 253
1 815
485
-
19 728
2021 rok
NOTA
Segment
Rafineria
Segment
Petrochemia
Segment
Energetyka
Segment
Detal
Segment
Wydobycie
Funkcje
Korporacyjne
Wyłączenia
Razem
Sprzedaż zewnętrzna
13.1;13.2;13.3
56 967
16 011
16 039
41 082
798
444
-
131 341
Sprzedaż między segmentami
28 577
2 252
3 474
85
-
580
(34 968)
-
Przychody ze sprzedaży
85 544
18 263
19 513
41 167
798
1 024
(34 968)
131 341
Koszty operacyjne ogółem
(79 532)
(16 698)
(18 876)
(39 079)
(523)
(2 171)
34 968
(121 911)
Pozostałe przychody operacyjne
13.10
3 144
1 666
1 638
120
1 058
285
-
7 911
Pozostałe koszty operacyjne
13.11
(2 858)
(127)
(414)
(158)
(288)
(153)
-
(3 998)
(Strata)/odwrócenie straty z tytułu
utraty wartości należności
handlowych
13.13
(10)
(2)
(69)
(5)
-
-
-
(86)
Udział w wyniku finansowym
jednostek wycenianych metodą
praw własności
14.3
1
388
223
-
-
1
-
613
Zysk/(Strata) z działalności
operacyjnej
6 289
3 490
2 015
2 045
1 045
(1 014)
-
13 870
Przychody i koszty finansowe
netto
13.12
(179)
(Strata)/odwrócenie straty z tytułu
utraty wartości pożyczek i odsetek
od należności handlowych
13.13
(8)
Zysk przed opodatkowaniem
13 683
Podatek dochodowy
13.14
(2 495)
Zysk netto
11 188
Amortyzacja
13.9.2
1 367
1 029
1 588
805
260
292
-
5 341
EBITDA
7 656
4 519
3 603
2 850
1 305
(722)
-
19 211
Zwiększenia aktywów trwałych
2 376
3 051
2 616
1 141
363
343
-
9 890
Zwiększenia aktywów trwałych (CAPEX) obejmują zwiększenie rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, nieruchomości inwestycyjnych oraz
aktywów z tytułu praw do użytkowania wraz z kapitalizacją kosztów finansowania zewnętrznego oraz zmniejszenie z tytułu otrzymanych/należnych kar za
nienależyte wykonanie kontraktu.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 43 / 141
Odpisy aktualizujące wartość rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, aktywów z tytułu praw do
użytkowania, pozostałych składników majątku trwałego oraz aktywów trwałych przeznaczonych do sprzedaży
Utworzenie
Odwrócenie
NOTA
2022
2021
2022
2021
Segment Rafineria
(5 072)
(91)
5
81
Segment Petrochemia
(91)
(2)
-
32
Segment Energetyka
(49)
(92)
1
15
Segment Detal
(31)
(98)
17
51
Segment Wydobycie
(1 252)
(128)
196
1 046
Segment Gaz
(48)
-
3
-
Odpisy aktualizujące segmentów
(6 543)
(411)
222
1 225
Funkcje Korporacyjne
(9)
(4)
-
1
13.10, 13.11, 14.4
(6 552)
(415)
222
1 226
12. AKTYWA W PODZIALE NA SEGMENTY OPERACYJNE I OBSZARY GEOGRAFICZNE
12.1. Aktywa w podziale na segmenty operacyjne
31/12/2022
31/12/2021
Segment Rafineria
73 034
35 343
Segment Petrochemia
23 809
17 897
Segment Energetyka
47 487
29 399
Segment Detal
14 539
11 688
Segment Wydobycie
37 547
4 284
Segment Gaz
70 314
-
Aktywa segmentów
266 730
98 611
Funkcje Korporacyjne
36 253
8 228
Wyłączenia
(30 656)
(85)
272 327
106 754
Do segmentów operacyjnych przyporządkowuje się wszystkie aktywa z wyjątkiem aktywów finansowych, aktywów podatkowych
oraz środków pieniężnych. Aktywa użytkowane wspólnie przez segmenty operacyjne przydziela się na podstawie klucza opartego
o udział w przychodach.
12.2. Aktywa trwałe w podziale na obszary geograficzne
31/12/2022
31/12/2021
Udział %
2022
2021
Polska
108 108
47 639
76,9%
72,0%
Niemcy
3 133
2 079
2,2%
3,2%
Czechy
11 833
11 280
8,4%
17,1%
Litwa, Łotwa, Estonia
1 304
1 814
0,9%
2,7%
Kanada
3 504
3 309
2,5%
5,0%
Norwegia
12 703
-
9,0%
0,0%
140 586
66 121
100,0%
100,0%
Aktywa trwałe w podziale na obszary geograficzne na dzień 31 grudnia 2022 roku i 31 grudnia 2021 roku obejmują rzeczowe aktywa trwałe (nota 14.1), wartości
niematerialne oraz wartość firmy (nota 14.2), nieruchomości inwestycyjne (nota 14.10.1), aktywa z tytułu praw do użytkowania (nota 17.2.1).
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 44 / 141
NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SKONSOLIDOWANEGO SPRAWOZDANIA FINANSOWEGO
13. NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SPRAWOZDANIA Z ZYSKÓW LUB STRAT I INNYCH CAŁKOWITYCH DOCHODÓW
13.1. Przychody ze sprzedaży
WYBRANE ZASADY RACHUNKOWOŚCI
Przychody ze sprzedaży
Przychody ze sprzedaży dóbr i usług ujmuje się w momencie spełnienia (lub w trakcie spełniania) zobowiązania do wykonania świadczenia poprzez
przekazanie przyrzeczonego dobra lub usługi (tj. składnika aktywów) klientowi, w kwocie odzwierciedlającej wynagrodzenie, do którego – zgodnie z
oczekiwaniem Grupy – będzie ona uprawniona w zamian za te dobra lub usługi. W przypadku umów, gdzie wynagrodzenie obejmuje kwotę zmienną
Grupa stosuje tę samą zasadę i ujmuje przychody w kwocie oczekiwanego wynagrodzenia, w stosunku do których istnieje wysokie prawdopodobieństwo,
że nie ulegną one odwróceniu w przyszłości. Grupa uznaje, że przekazanie składnika aktywów następuje w momencie, gdy klient uzyskuje kontrolę nad
tym składnikiem aktywów. Następujące okoliczności świadczą o przeniesieniu kontroli zgodnie z MSSF 15: bieżące prawo sprzedającego do zapłaty za
składnik aktywów, posiadanie przez klienta tytułu prawnego do aktywa, fizyczne posiadanie składnika aktywów, transfer ryzyk i korzyści oraz przyjęcie
składnika aktywów przez klienta. Przychody obejmują kwoty otrzymane i należne z tytułu dostarczonych produktów, towarów, materiałów i usług,
pomniejszone o rabaty, kary, premie oraz podatek od towarów i usług (VAT), podatek akcyzowy i opłatę paliwową. Przychody ze sprzedaży dóbr i usług
są korygowane o zyski lub straty z tytułu rozliczenia instrumentów zabezpieczających przepływy pieniężne dotyczące powyższych przychodów.
W przypadku sprzedaży przekazywanej w miarę upływu czasu przychody ujmuje się na podstawie stopnia całkowitego spełnienia zobowiązania do
wykonania świadczenia tj. przeniesienia kontroli nad dobrami lub usługami przyrzeczonymi klientowi. Grupa stosuje do pomiaru stopnia spełnienia
zobowiązania do wykonania świadczenia zarówno metodę opartą na wynikach jak i metodę opartą na nakładach. W przypadku ujmowania przychodów
metodą opartą na nakładach, Grupa nie uwzględnia wpływu tych nakładów, które nie odzwierciedlają świadczenia wykonanego przez Grupę polegającego
na przeniesieniu kontroli nad dobrami lub usługami na klienta. Stosując metodę opartą na wynikach, Grupa korzysta w większości z praktycznego
rozwiązania, zgodnie z którym ujmuje przychody, które ma prawo zafakturować, w kwocie odpowiadającej bezpośrednio wartości, która przysługuje
Grupie za przekazane dotychczas klientowi towary i usługi.
W umowach z klientami zawieranych przez Grupę nie występuje istotny element finansowania.
W przypadku, gdy Grupa podlega pod ustawy gwarantujące rekompensaty do cen sprzedaży, a fakt przyznania rekompensaty nie modyfikuje zawartej
umowy z klientem, otrzymane rekompensaty kwalifikowane są jako przychody z umów z klientami, zgodnie z MSSF 15. Rekompensaty te traktowane są
jako realizacja zawartej z klientem umowy, z której wynagrodzenie zostanie uzyskane częściowo od klienta, a częściowo od instytucji państwowej (gdzie
część przychodów ze sprzedaży z tytułu zawartych umów z klientami jest pokrywana w ramach programu rekompensat, nie przez klientów będących
stroną umowy, ale przez instytucję rządową np. Zarządcę Rozliczeń). Tym samym, przychód z tytułu umowy z klientem w części w jakiej zostanie pokryty
w ramach systemu rekompensat jest ujmowany zgodnie z MSSF 15, w szczególności gdy w ocenie Grupy uzyskanie rekompensaty od instytucji
państwowej jest prawdopodobne.
W przypadku sprzedaży ropy naftowej wydobywanej na norweskim szelfie kontynentalnym, gdzie Grupa posiada współudział w poszczególnych
licencjach z innymi udziałowcami, przychód ze sprzedaży ropy naftowej rozpoznawany jest na podstawie wydobytych i sprzedanych klientom wolumenów
produktu. Wolumen sprzedanej dla klientów ropy naftowej może się jednak różnić od wolumenów produktu, który w danym okresie przypada na Grupę
jako udziałowca w danej licencji. Jeżeli wolumen produkcji przekracza wolumen sprzedaży, w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym rozpoznaje
się aktywo (underlift), natomiast gdy wolumen sprzedanej ropy przekracza w danym okresie sprawozdawczym wolumen produkcji przypadającej na
Grupę, w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym rozpoznaje się zobowiązanie (overlift).
PROFESJONALNY OSĄD
Grupa w oparciu o dokonane analizy klauzul umownych w kontraktach sprzedażowych zidentyfikowała model agencyjny głównie w obszarze
sprzedaży LPG, usług energii i przesyłu gazu w przypadku zakupu tych usług od dostawców spoza Grupy oraz sprzedaży towarów
pozapaliwowych przez ORLEN Deutschland do sieci klientów.
Zobowiązanie z tytułu posiadanego poprzez Grupę programu lojalnościowego VITAY, powstaje w momencie sprzedaży dóbr i usług na stacjach
własnych i franczyzowych dla każdej pojedynczej transakcji sprzedaży oraz w przypadku zakupu przez klientów Grupy w e-Sklepach partnerów
i polega na naliczaniu punktów uprawniających do zniżek na przyszłe zakupy. Do ujęcia zobowiązania przyjęty jest współczynnik 68,5%
uwzględniający prawdopodobieństwo jego realizacji, w oparciu o empiryczne dane wykorzystanych punktów w stosunku do wydanych klientom
w okresie ostatnich 36 miesięcy.
Grupa dokonała oceny, że świadczone usługi marketingowe w segmencie Detal na rzecz dostawców są nierozerwalnie związane z zakupem
tych towarów, stąd przychody z tytułu usług marketingowych pomniejszają koszty związane z ich zakupem i wydaniem do sprzedaży.
2022
2021
Udział %
2022 2021
Przychody ze sprzedaży produktów i usług
231 483
103 415
83,4%
78,7%
przychody z tytułu z umów z klientami
231 133
103 093
83,3%
78,5%
wyłączone z zakresu MSSF 15
350
322
0,1%
0,2%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów
46 081
27 926
16,6%
21,3%
przychody z tytułu z umów z klientami
46 081
27 926
16,6%
21,3%
Przychody ze sprzedaży, w tym:
277 564
131 341
100,0%
100,0%
przychody z tytułu z umów z klientami
277 214
131 019
99,9%
99,8%
Przychody wyłączone z zakresu MSSF15 dotyczą umów leasingu operacyjnego.
Wpływ objęcia kontrolą spółek z byłej Grupy LOTOS i byłej Grupy PGNiG w 2022 roku na pozycje przychodów ze sprzedaży produktów,
usług oraz na pozycje towarów i materiałów za 2022 rok wyniósł odpowiednio 56 574 mln PLN oraz 4 138 mln PLN.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 45 / 141
Zobowiązania do wykonania świadczenia
Grupa w ramach zawieranych kontraktów, zobowiązuje się do dostarczenia na rzecz klientów głównie produktów oraz towarów
rafineryjnych, petrochemicznych, energii elektrycznej i cieplnej, ropy naftowej, gazu ziemnego, usług dystrybucji energii i przesyłu gazu,
usług geofizyczno – geologicznych, usług przyłączeniowych oraz dostawy i prenumeraty prasy a także dystrybucji przesyłek kurierskich.
W ramach tych umów Grupa działa jako zleceniodawca.
Ceny transakcyjne w występujących umowach z klientami nie podlegają ograniczeniom, za wyjątkiem cen dla klientów objętych
obowiązkiem zatwierdzania taryfy przez Prezesa URE, dotyczących sprzedaży energii elektrycznej i świadczenia usług dystrybucji energii
elektrycznej i ciepła w segmencie Energetyka oraz sprzedaży paliwa gazowego i świadczenia usług dystrybucji paliwa gazowego w
segmencie Gaz. Nie występują umowy przewidujące istotne zwroty wynagrodzenia i inne podobne zobowiązania. Przychody ze
sprzedaży prasy dla większości punktów/sieci są ujmowane na podstawie rozliczenia różnicy pomiędzy prasą dostarczoną a zwróconą.
Faktura wystawiana jest na zrealizowaną sprzedaż prasy do klientów końcowych.
Udzielone w ramach umów gwarancje są gwarancjami stanowiącymi zapewnienie klienta, że dany produkt jest zgodny z ustaloną
specyfikacją. Nie polegają one na świadczeniu oddzielnej usługi.
W Grupie występuje głównie sprzedaż z odroczonym terminem płatności. Dodatkowo w segmencie Detal ma miejsce sprzedaż
gotówkowa. W umowach z klientami w większości stosowane są terminy płatności nieprzekraczające 30 dni, z wyłączeniem segmentu
Wydobycie, gdzie terminy płatności nie przekraczają 60 dni. Płatność zazwyczaj jest wymagalna po dostarczeniu dobra lub po
zakończeniu usługi.
W ramach segmentów Rafineria, Petrochemia, Detal, Gaz i Wydobycie, w przypadku dostaw dóbr, gdzie następuje przeniesienie kontroli
na klienta w świadczeniach spełnianych w punkcie czasu, rozliczenia z klientami i ujęcie przychodu następują po każdej dostawie.
W Grupie dostawy dóbr oraz świadczenia usług kiedy klient jednocześnie otrzymuje i czerpie z nich korzyści rozliczane są w miarę upływu
czasu. W segmencie Rafineria, Petrochemia i Gaz przy sprzedaży ciągłej, gdy dobra przesyłane są przy użyciu rurociągów prawo
własności nad przekazywanym dobrem przechodzi na klienta w określonym punkcie na instalacji. Moment ten jest uznawany za datę
sprzedaży. Przychody ujmuje się w oparciu o metodę wynikową za dostarczone jednostki dóbr. W Grupie w przypadku realizacji usług
budowy, gdy w wyniku wykonania świadczenia powstaje składnik aktywów, a kontrolę nad tym składnikiem w miarę powstawania
sprawuje klient, przychód jest rozpoznawany w miarę upływu czasu, metodą opartą na nakładach w oparciu o poniesione koszty
niezależnie od podpisanych protokołów odbioru prac. W ramach segmentu Detal, w Programie Flota rozliczenia z klientami następują
najczęściej w okresach dwutygodniowych, dostawy prasy rozliczane są w okresach tygodniowych, a prenumeraty w okresach
miesięcznych, kwartalnych, półrocznych i rocznych.
W ramach segmentu Energetyka i Gaz ujmowanie przychodów za dostarczoną w okresie energię i paliwo gazowe, jak również dystrybucję
energii, przesyłania i dystrybucji ciepła oraz dystrybucję i przesył paliwa gazowego następuje w cyklach dekadowych lub miesięcznych w
oparciu o zafakturowane wolumeny i cenę oraz doszacowania. Doszacowania przychodów za energię ustalane są na podstawie raportów
pochodzących z systemów bilingowych jak również prognoz zapotrzebowania klientów na energię i cen na szacowane dni zużycia energii
oraz w wyniku dokonywanych uzgodnień bilansu energii elektrycznej. Wartość gazu dostarczonego do odbiorców indywidualnych, a
niezafakturowanego szacuje się w oparciu o dotychczasową charakterystykę odbioru w porównywalnych okresach sprawozdawczych.
Wartość sprzedaży szacowanej gazu określana jest jako iloczyn ilości przypisanych do poszczególnych grup taryfowych oraz stawek
określonych w obowiązującej taryfie. Rozliczenia z klientami odbywają się w cyklach dekadowych oraz okresach jedno- i
dwumiesięcznych. Przychody z tytułu przyłączenia podmiotów do sieci są ujmowane w punkcie czasu, w momencie zakończenia prac.
Otoczenie makroekonomiczne
Grupa funkcjonuje w warunkach zmiennego otoczenia makroekonomicznego. Sytuacja gospodarcza, rynek pracy oraz trendy
makroekonomiczne mają istotny wpływ na poziom konsumpcji paliw i produktów petrochemicznych, a w konsekwencji na wielkość
i ceny ich sprzedaży. Na osiągane marże w segmencie Rafineria, Petrochemia i Energetyka główny wpływ wywierają notowania
produktów rafineryjnych i petrochemicznych, ceny ropy naftowej, gazu i energii elektrycznej oraz uprawnień do emisji CO
2
. Ceny
ropy i gazu są kształtowane przez takie czynniki jak zmiany popytu, wielkość wydobycia i światowe poziomy zapasów ropy oraz
notowania paliw. W ostatnim czasie wśród czynników wpływających na ceny ropy naftowej i gazu ziemnego pojawiły się ponownie
napięcia geopolityczne oraz po raz pierwszy napięcia rynkowe powiązane z transformacją energetyczną.
Podstawowym wskaźnikiem odzwierciedlającym sytuację gospodarczą jest wskaźnik PKB (Produkt Krajowy Brutto), który
determinowany przez konsumpcję, nakłady inwestycyjne oraz eksport pozwala ocenić w jakim stadium znajduje się gospodarka.
Ze zmianami wskaźnika PKB zazwyczaj skorelowane są zmiany stopy bezrobocia oraz konsumpcji paliw. Ogólna kondycja
gospodarki, mierzona między innymi poziomem PKB wpływa na bieżące, jak i przyszłe zachowania konsumentów.
Podział przychodów na kategorie uwzględniający istotne czynniki ekonomiczne mające wpływ na ich rozpoznanie
Poza podziałem przychodów wg asortymentu i według regionu geograficznego przedstawionych w notach 13.2 i 13.3 Grupa analizuje
przychody w oparciu o rodzaj umowy, termin przekazania, okres obowiązywania i kanały sprzedaży (noty 13.4, 13.5, 13.6, 13.7).
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 46 / 141
13.2. Przychody ze sprzedaży według segmentów operacyjnych w podziale na asortymenty
2022
2021
Udział %
2022 2021
Segment Rafineria
Przychody z tytułu umów z klientami MSSF 15
131 458
56 949
47,4%
43,4%
Lekkie destylaty
24 560
13 379
8,9%
10,2%
Średnie destylaty
91 490
34 556
33%
26,3%
Frakcje ciężkie
10 817
6 180
3,9%
4,7%
Pozostałe*
6 224
2 848
2,2%
2,2%
Efekt rozliczenia rachunkowości zabezpieczeń
przepływów pieniężnych
(1 633)
(14)
(0,6%)
-
Wyłączone z zakresu MSSF15
19
18
-
-
131 477
56 967
47,4%
43,4%
Segment Petrochemia
Przychody z tytułu umów z klientami MSSF 15
24 466
16 003
8,9%
12,2%
Monomery
5 187
3 685
1,8%
2,8%
Polimery
4 505
3 726
1,6%
2,8%
Aromaty
1 901
1 315
0,7%
1,0%
Nawozy sztuczne
2 668
1 375
1,0%
1,0%
Tworzywa sztuczne
2 873
1 911
1,0%
1,5%
PTA
2 667
1 483
1,0%
1,1%
Pozostałe**
4 665
2 508
1,8%
2,0%
Wyłączone z zakresu MSSF15
9
8
-
-
24 475
16 011
8,9%
12,2%
Segment Energetyka
Przychody z tytułu umów z klientami MSSF 15
27 006
16 005
9,7%
12,2%
Wyłączone z zakresu MSSF15
38
34
-
-
27 044
16 039
9,7%
12,2%
Segment Detal
Przychody z tytułu umów z klientami MSSF 15
65 077
40 845
23,4%
31,1%
Lekkie destylaty
24 493
16 111
8,8%
12,3%
Średnie destylaty
35 328
20 427
12,8%
15,6%
Pozostałe***
5 256
4 307
1,8%
3,2%
Wyłączone z zakresu MSSF15
252
237
0,1%
0,2%
65 329
41 082
23,5%
31,3%
Segment Wydobycie
Przychody z tytułu umów z klientami MSSF 15
2 717
797
1,0%
0,6%
NGL ****
608
371
0,2%
0,3%
Ropa naftowa
539
81
0,2%
0,1%
Gaz ziemny
1 344
339
0,5%
0,2%
LNG *****
28
-
-
-
Pozostałe
198
6
0,1%
-
Wyłączone z zakresu MSSF15
1
1
-
-
2 718
798
1,0%
0,6%
Segment Gaz
Przychody z tytułu umów z klientami MSSF 15
25 887
-
9,3%
-
Gaz ziemny
19 019
-
6,8%
-
LNG *****
154
-
0,1%
-
CNG ******
29
-
0,0%
-
Energia elektryczna
1 096
-
0,4%
-
Pozostałe
5 589
-
2,0%
-
25 887
-
9,3%
-
Funkcje Korporacyjne
Przychody z tytułu umów z klientami MSSF 15
603
420
0,2%
0,3%
Wyłączone z zakresu MSSF15
31
24
-
-
634
444
0,2%
0,3%
277 564
131 341
100,0%
100,0%
* Pozostałe obejmują głównie: solankę, sól wypadową, destylaty próżniowe, aceton, fenol, gazy techniczne oraz siarkę. Dodatkowo ujmują przychody ze sprzedaży usług i materiałów.
** Pozostałe obejmują głównie: amoniak, butadien, ług sodowy, kaprolaktam
*** Pozostałe obejmuje głównie towary pozapaliwowe
**** NGL (Natural Gas Liquids): gaz składający się z cięższych niż metan molekuł: etanu, propanu, butanu, izobutanu
***** LNG Liquefied Natural Gas – gaz skroplony
****** CNG Compessed Natural Gas – sprężony gaz ziemny
W 2022 roku oraz 2021 roku Grupa nie zidentyfikowała wiodących klientów, z którymi zrealizowałaby indywidualnie przychody ze
sprzedaży przekraczające poziom 10% łącznych przychodów ze sprzedaży Grupy ORLEN.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 47 / 141
13.3. Podział geograficzny przychodów ze sprzedaży - zaprezentowany według kraju siedziby zleceniodawcy
2022
2021
Przychody z tytułu umów z klientami
Polska
163 094
71 582
Niemcy
25 170
17 148
Czechy
29 962
15 095
Litwa, Łotwa, Estonia
17 447
7 933
Pozostałe kraje, w tym:
41 541
19 261
Szwajcaria
7 741
5 127
Irlandia
7 528
2 167
Ukraina
4 441
2 124
Wielka Brytania
4 890
1 338
Holandia
3 571
1 052
Słowacja
2 806
#
1 423
Singapur
2 791
1 678
Węgry
1 506
1 043
277 214
131 019
wyłączone z zakresu MSSF15
Polska
93
84
Niemcy
91
93
Czechy
164
143
Litwa, Łotwa, Estonia
1
1
Pozostałe kraje
1
1
350
322
277 564
131 341
13.4. Przychody z tytułu umów z klientami według kryterium rodzaju umowy
2022
NOTA
Segment
Rafineria
Segment
Petrochemia
Segment
Energetyka
Segment
Detal
Segment
Wydobycie
Segment
Gaz
Funkcje
Korporacyjne
Razem
Oparte na stałej cenie
128 977
18 337
26 881
65 077
2 672
22 958
584
265 486
Oparte na zmiennej cenie
2 481
6 129
125
-
45
2 929
19
11 728
13.2
131 458
24 466
27 006
65 077
2 717
25 887
603
277 214
2021
NOTA
Segment
Rafineria
Segment
Petrochemia
Segment
Energetyka
Segment
Detal
Segment
Wydobycie
Funkcje
Korporacyjne
Razem
Oparte na stałej cenie
55 837
11 576
15 991
40 845
797
418
125 464
Oparte na zmiennej cenie
1 112
4 427
14
-
-
2
5 555
13.2
56 949
16 003
16 005
40 845
797
420
131 019
W Grupie większość umów z klientami w zamian za przekazane dobra/usługi oparte są o stałą cenę, a tym samym już ujęte przychody
nie ulegną zmianie. Grupa kwalifikuje do kategorii przychodów opartych na zmiennej cenie przychody wynikające z umów, gdzie
wynagrodzenie stanowi opłatę zmienną od obrotów, klienci posiadają prawa do rabatów i premii, część przychodów związanych z
naliczonymi karami oraz w gdy cena sprzedaży usług ustalana jest w oparciu o poniesione koszty. Przychody z tytułu umów obejmujących
kwotę zmienną prezentowane są przede wszystkim w Segmentach Rafineria, Petrochemia, Energetyka oraz Funkcje Korporacyjne.
13.5. Przychody z tytułu umów z klientami według terminu przekazania
2022
NOTA
Segment
Rafineria
Segment
Petrochemia
Segment
Energetyka
Segment
Detal
Segment
Wydobycie
Segment
Gaz
Funkcje
Korporacyjne
Razem
W określonym momencie
108 993
15 530
564
47 943
1 392
18 364
547
193 333
W miarę upływu czasu
22 465
8 936
26 442
17 134
1 325
7 523
56
83 881
13.2
131 458
24 466
27 006
65 077
2 717
25 887
603
277 214
2021
NOTA
Segment
Rafineria
Segment
Petrochemia
Segment
Energetyka
Segment
Detal
Segment
Wydobycie
Funkcje
Korporacyjne
Razem
W określonym momencie
44 520
9 465
94
30 651
-
372
85 102
W miarę upływu czasu
12 429
6 538
15 911
10 194
797
48
45 917
13.2
56 949
16 003
16 005
40 845
797
420
131 019
W ramach segmentów Rafineria, Petrochemia, Wydobycie i Gaz w zakresie sprzedaży produktów rafineryjnych, petrochemicznych i gazu
Grupa ujmuje przychody z tytułu spełnienia zobowiązania do wykonania świadczenia, w zależności od zastosowanych warunków dostawy
(Incoterms CFR, CIF, CPT, DAP, DDP, EXW, FCA). W przypadku niektórych dostaw Grupa jako sprzedający jest odpowiedzialna za
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 48 / 141
organizację transportu. W przypadku, kiedy kontrola nad dobrem przechodzi na klienta przed wykonaniem usługi transportu, stanowią
one odrębne zobowiązania do wykonania świadczenia. Dostawa dobra jest świadczeniem spełnianym w punkcie czasu, natomiast usługa
transportu jest usługą ciągłą (spełnianą w miarę upływu czasu), gdzie klient jednocześnie otrzymuje i czerpie korzyści płynące z usługi.
W segmencie Detal momentem spełnienia zobowiązania do wykonania świadczenia jest moment wydania dobra, z wyłączeniem
sprzedaży paliw w Programie Flota przy użyciu Kart Flotowych. Przychody rozpoznawane w miarę upływu czasu w segmencie Rafineria,
Petrochemia i Energetyka dotyczą głównie sprzedaży ropy, produktów petrochemicznych, energii i ciepła.
W segmencie Gaz przychody ze sprzedaży gazu na giełdach realizowane są w określonym momencie czasu.
Przychody uzyskiwane przez Grupę w miarę upływu czasu rozpoznawane są w oparciu o metodą wynikową oraz o zużyty czas i nakłady.
2022
NOTA
Segment
Rafineria
Segment
Petrochemia
Segment
Energetyka
Segment
Detal
Segment
Wydobycie
Segment
Gaz
Funkcje
Korporacyjne
Razem
W oparciu o zużyty czas i nakłady
141
-
92
1
43
-
34
311
W oparciu o wyniki
22 324
8 936
26 350
17 133
1 282
7 523
22
83 570
13.5
22 465
8 936
26 442
17 134
1 325
7 523
56
83 881
2021
NOTA
Segment
Rafineria
Segment
Petrochemia
Segment
Energetyka
Segment
Detal
Segment
Wydobycie
Funkcje
Korporacyjne
Razem
W oparciu o zużyty czas i nakłady
134
-
1
2
-
5
142
W oparciu o wyniki
12 295
6 538
15 910
10 192
797
43
45 775
13.5
12 429
6 538
15 911
10 194
797
48
45 917
Przychody rozpoznawane w miarę upływu czasu rozpoznawane metodą wynikową za dostarczone jednostki dóbr dotyczą głównie
sprzedaży i usług dystrybucji energii elektrycznej oraz gazu do klientów biznesowych i instytucjonalnych, jak również sprzedaży oraz
przesyłu i dystrybucji ciepła w ramach segmentu Energetyki i Gazu, sprzedaży paliw w Programie Flota i sprzedaży prenumerat w ramach
segmentu Detal oraz sprzedaży gazu i ropy naftowej w ramach segmentu Wydobycie.
Do umów rozliczanych w oparciu o zużyty czas i nakłady należą kontrakty, w tym budowlane i IT.
13.6. Przychody z tytułu umów z klientami według okresu obowiązywania umowy
2022
NOTA
Segment
Rafineria
Segment
Petrochemia
Segment
Energetyka
Segment
Detal
Segment
Wydobycie
Segment
Gaz
Funkcje
Korporacyjne
Razem
Krótkoterminowe
131 411
24 466
24 307
65 077
1 748
24 975
602
272 586
Długoterminowe
47
-
2 699
-
969
912
1
4 628
13.2
131 458
24 466
27 006
65 077
2 717
25 887
603
277 214
2021
NOTA
Segment
Rafineria
Segment
Petrochemia
Segment
Energetyka
Segment
Detal
Segment
Wydobycie
Funkcje
Korporacyjne
Razem
Krótkoterminowe
56 925
16 003
14 719
40 845
797
419
129 708
Długoterminowe
24
-
1 286
-
-
1
1 311
13.2
56 949
16 003
16 005
40 845
797
420
131 019
W Grupie w większości okres obowiązywania umów jest krótkoterminowy. Przychody dotyczące usług, których moment rozpoczęcia
i zakończenia przypadają w różnych okresach sprawozdawczych ujmuje się na podstawie stopnia całkowitego spełnienia zobowiązania
do wykonania świadczenia z zastosowaniem metody opartej na nakładach. Umowy, które pozostają niespełnione w całości na dzień
bilansowy dotyczą m.in. kontraktów budowlano-montażowych.
Na dzień 31 grudnia 2022 roku Grupa dokonała analizy wartości ceny transakcyjnej przypisanej do niespełnionych zobowiązań do
wykonania świadczenia. Niespełnione lub częściowo niespełnione zobowiązania do wykonania świadczenia na dzień 31 grudnia 2022
roku dotyczyły głównie umów sprzedaży energii elektrycznej, gazu, mediów energetycznych oraz w zakresie dostawy prasy, prenumeraty,
emisji reklamy, usługi dostarczania i odbioru paczek, które zakończą się w ciągu 2023 roku lub są zawarte na czas nieokreślony
z terminem wypowiedzenia do 12 miesięcy. W związku z tym, że opisane zobowiązania stanowią część umów, które można uznać za
krótkoterminowe, bądź też przychody z tytułu spełnienia zobowiązania do wykonania świadczenia z tych umów są rozpoznawane w
kwocie, którą Grupa ma prawo zafakturować, Grupa zastosowała praktyczne rozwiązanie, zgodnie z którym nie ujawnia informacji o
łącznej kwocie ceny transakcyjnej przypisanej do zobowiązań do wykonania świadczenia.
13.7. Przychody z tytułu umów z klientami według kanałów sprzedaży
Grupa w większości generuje przychody ze sprzedaży bezpośredniej klientom w oparciu o własne, dzierżawione lub będące w systemie
umowy franczyzy kanały sprzedaży w segmencie Detal. Grupa zarządza siecią 3 097 stacji paliw: 2 546 stacji własnych i 551 stacji
prowadzonych w systemie umowy franczyzy oraz realizuje sprzedaż w ramach 814 punktów sprzedaży detalicznej/kiosków zarządzanych
przez Grupę RUCH. Dodatkowo sprzedaż prasy odbywa się w obcych punktach tj. dużych zorganizowanych sieciach, w tym
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 49 / 141
franczyzowych i prywatnych sklepach. W ramach działalności wydawniczej Grupy Polska Press przychody generowane są również za
pośrednictwem własnych serwisów internetowych.
Sprzedaż bezpośrednia Grupy do klientów w segmencie Rafineria, Petrochemia, Gaz oraz Wydobycie realizowana jest przy
wykorzystaniu sieci uzupełniających się elementów infrastruktury: terminali paliw, lądowych baz przeładunkowych, sieci rurociągów, a
także transportu kolejowego oraz cysternami samochodowymi. Sprzedaż i dystrybucja energii i gazu do klientów w segmencie Energetyka
i Gaz odbywa się przy wykorzystaniu w większości własnej infrastruktury dystrybucyjnej.
13.8. Rekompensaty do cen energii i gazu
Przepisy regulujące ceny energii
Z powodu kryzysowej sytuacji na rynku energii elektrycznej w 2022 roku, kiedy to zanotowano istotny wzrost cen energii elektrycznej w
kontraktach SPOT oraz terminowych, wywołany w dużej mierze wzrostami cen paliw konwencjonalnych w efekcie wojny na Ukrainie,
regulator zdecydował o wprowadzeniu szeregu aktów prawnych mających na celu uregulowanie rynku i ochronę konsumentów.
Na dzień 31 grudnia 2022 roku obowiązywały następujące akty:
- Ustawa z dnia 7 października 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 roku
w związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej (dot. zamrożenia cen dla taryfy G do limitów zużycia)
- Ustawy z dnia 27 października 2022 r. o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej
oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 roku.
- Rozporządzenia z dnia 8 listopada 2022 r. w sprawie sposobu obliczania limitu ceny.
- Ustawy z dnia 15 grudnia 2022 roku o szczególnej ochronie niektórych odbiorców paliw gazowych w 2023 roku w związku z sytuacją
na rynku gazu.
- Decyzja Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki z dnia 17 grudnia 2022 roku o zatwierdzeniu Taryfy dla energii elektrycznej dla
odbiorów grup taryfowych G na 2023 rok (przyłączonych do sieci Energa-Operator S.A.), dla których spółka Energa Obrót S.A.
świadczy usługę kompleksową.
W oparciu o obowiązujące przepisy Grupa zaprezentowała 349 mln PLN z tytułu rekompensat przysługujących przedsiębiorstwom
obrotu energią elektryczną w konsekwencji stosowania w rozliczeniach z odbiorcami uprawnionymi zamrożonych cen energii
elektrycznej. W związku z tym, że fakt przyznania powyższych rekompensat nie modyfikuje zawartych umów z klientami, a jedynie
zmienia sposób uzyskania wynagrodzenia przez Grupę (częściowo wynagrodzenie będzie otrzymane od Zarządcy Rozliczeń), Grupa
zakwalifikowała otrzymane rekompensaty jako przychody z tytułu umów z klientami, zgodnie z MSSF 15.
Przepisy regulujące ceny gazu
Spółka PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o., która w wyniku połączenia PKN ORLEN z PGNiG stała się spółką zależną Grupy ORLEN
podlegała w 2022 roku Ustawie z dnia 26 stycznia 2022 roku o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców paliw
gazowych w związku z sytuacją na rynku gazu, w związku z czym spółka była uprawniona do ubiegania się o rekompensatę od Zarządcy
Rozliczeń określonej w ustawie, będącej różnicą między faktyczną ceną zakupu gazu, a ceną jego sprzedaży na rzecz odbiorców
końcowych objętych mechanizmem taryfowym.
Rekompensata została wyliczona w oparciu o dwa mechanizmy:
- w zakresie stosowania zamrożonych cen dla segmentu odbiorców w gospodarstwach domowych, w spółdzielniach, wspólnotach i
innych podmiotach zbiorowych zaopatrujących lokale mieszkalne, a także do odbiorców wrażliwych – kwotę stanowiącą iloczyn ilości
paliwa gazowego dostarczonego przez przedsiębiorstwo energetyczne i różnicy pomiędzy poziomem cen, jakie to przedsiębiorstwo
energetyczne stosowało dla tych odbiorców w dniu 1 stycznia 2022 roku, a poziomem cen z taryfy sprzedawcy z urzędu;
- w zakresie stosowania zamrożonych cen dla segmentu odbiorców w gospodarstwach domowych indywidualnie zaopatrywanych w
gaz przez przedsiębiorstwo energetyczne - kwotę stanowiącą iloczyn ilości paliwa gazowego dostarczonego przez przedsiębiorstwo
energetyczne i różnicy pomiędzy poziomem cen i stawek określonych w taryfie tego przedsiębiorstwa, którą stosowałoby ono w
normalnych warunkach rynkowych, a poziomem cen określonych w taryfie sprzedawcy z urzędu.
W związku z tym, że fakt przyznania powyższych rekompensat nie modyfikuje zawartych umów z klientami, a jedynie zmienia sposób
uzyskania wynagrodzenia przez Grupę (częściowo wynagrodzenie będzie otrzymane od Zarządcy Rozliczeń), Grupa zakwalifikowała
otrzymane rekompensaty jako przychody z tytułu umów z klientami, zgodnie z MSSF 15. Łączna wartość powyższych rekompensat ujęta
w przychodach ze sprzedaży Grupy w okresie od momentu połączenia z PGNiG wyniosła 3 941 mln PLN.
13.9. Koszty
WYBRANE ZASADY RACHUNKOWOŚCI
Koszty
Koszt własny sprzedaży obejmuje koszt sprzedanych wyrobów, towarów, materiałów i usług oraz odpisy wartości zapasów do ich cen sprzedaży netto
możliwych do uzyskania. Koszty są korygowane o zyski lub straty z tytułu rozliczenia instrumentów zabezpieczających przepływy pieniężne dotyczące
powyższych kosztów. Koszty pomniejszane są również o dotacje, w tym rekompensaty, dotyczące odnośnych pozycji kosztowych.
Koszty sprzedaży obejmują koszty pośrednictwa w sprzedaży, koszty handlowe, koszty reklamy i promocji oraz koszty dystrybucji jak również ponoszone
przez Grupę opłaty wynikające z przepisów prawa naliczane w oparciu o wolumeny określonych dóbr wprowadzanych na rynek, takich jak NCR i NCW.
Koszty ogólnego zarządu obejmują koszty związane z zarządzaniem i administrowaniem Grupą jako całością.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 50 / 141
SZACUNKI
Grupa dokonuje szacunków w odniesieniu do rozpoznanych rekompensat do kosztów pośrednich, które są jej przyznawane zgodnie z ustawą o systemie
rekompensat dla sektorów i podsektorów energochłonnych. Wartość rekompensat dotyczących danego roku obrotowego ustalana jest w oparciu o
dostępne dane dotyczące rzeczywistego zużycia energii elektrycznej i wielkości produkcji w sektorach objętych systemem rekompensat dla
poszczególnych instalacji z uwzględnieniem ewentualnego szacunku obniżki wynikającego z zapisanych w ustawie maksymalnych limitów środków
finansowych przeznaczanych na przyznanie rekompensat.
13.9.1. Koszt własny sprzedaży
2022
2021
Udział %
2022 2021
Koszt wytworzenia sprzedanych produktów i usług
(183 205)
(86 302)
81,4%
77,9%
Wartość sprzedanych towarów i materiałów
(41 963)
(24 487)
18,6%
22,1%
(225 168)
(110 789)
100,0%
100,0%
13.9.2. Koszty według rodzaju
2022
2021
Udział %
2022
2021
Zużycie materiałów i energii
(148 927)
(77 319)
61,9%
61,4%
Koszty gazu
(17 064)
-
7,1%
-
Wartość sprzedanych towarów i materiałów
(41 963)
(24 487)
17,5%
19,4%
Usługi obce
(8 180)
(6 384)
3,4%
5,1%
Świadczenia pracownicze
(6 734)
(4 840)
2,8%
3,8%
wynagrodzenia
(5 385)
(3 865)
2,3%
3,2%
ubezpieczenia społeczne
(1 021)
(737)
0,5%
0,6%
Amortyzacja
(6 916)
(5 341)
2,9%
4,2%
Podatki i opłaty
(9 368)
(6 802)
3,9%
5,4%
Pozostałe
(1 263)
(767)
0,5%
0,7%
(240 415)
(125 940)
100,0%
100,0%
Zmiana stanu zapasów
3 003
3 521
Świadczenia na własne potrzeby i pozostałe
(2 427)
508
Koszty operacyjne
(239 839)
(121 911)
Koszty sprzedaży
11 126
8 507
Koszty ogólnego zarządu
3 545
2 615
Koszt własny sprzedaży
(225 168)
(110 789)
Wzrost pozycji zużycie materiałów i energii w 2022 roku wynikał głownie z uwzględnienia kosztów spółek dawnej Grupy LOTOS i Grupy
PGNiG w wysokości (27 966) mln PLN oraz wzrostu cen podstawowych surowców i energii głównie na skutek trwającej wojny rosyjsko-
ukraińskiej.
Zwiększenie o (17 476) mln PLN wartości sprzedanych towarów i materiałów to głównie efekt wzrostu notowań wyrobów gotowych w
2022 roku co przełożyło się na wzrost cen oraz ujęcia nowych jednostek w konsolidacji Grupy ORLEN.
W pozycji koszty gazu ujmowany jest koszt związany z zakupem gazu na giełdach gazu oraz od kontrahentów. Koszt zakupu gazu
ujmowany jest wraz z uzasadnioną częścią kosztów opłat systemowych i transakcyjnych, kosztów wydobycia ze źródeł krajowych,
kosztów odazotowania i kosztów regazyfikacji.
Wzrost pozycji podatki i opłaty w 2022 roku o (2 566) mln PLN wynikał głównie z aktualizacji rezerwy na szacowane koszty emisji CO
2
za 2021 rok oraz utworzenia rezerwy na szacowane koszty emisji CO
2
za 2022 rok przy uwzględnieniu rozliczenia dotacji z tytułu
nieodpłatnie otrzymanych uprawnień za dany rok w łącznej kwocie odpowiednio (4 559) mln PLN względem (3 119) mln PLN
analogicznego okresu roku 2021. Wpływ na wyższe koszty utworzenia i aktualizacji rezerwy za 2022 rok miała zarówno wyższa cena
średnioważona posiadanych uprawnień CO
2
wynikająca z nabycia uprawnień CO
2
w ramach realizacji posiadanych przez Grupę
kontraktów terminowych, jak również fakt, że dla szacowanej emisji w części niepokrytej posiadanymi na dzień sprawozdawczy
uprawnieniami, wartość rezerwy została skalkulowana w oparciu o ceny rynkowe.
W ramach pozycji Świadczenia na własne potrzeby i pozostałe Grupa zaprezentowała wartość wyrobów gotowych nabytych w
ramach połączenia z Grupą LOTOS S.A. w wysokości (2 608) mln PLN.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 51 / 141
Wpływ nowych jednostek na pozycje kosztów wg rodzaju
2022
Zużycie materiałów i energii
(27 966)
Koszty gazu
(17 064)
Wartość sprzedanych towarów i materiałów
(3 945)
Usługi obce
(734)
Świadczenia pracownicze
(1 060)
Amortyzacja
(1 239)
Podatki i opłaty
(1 378)
Pozostałe
(336)
(53 722)
Zmiana stanu zapasów
2 072
Świadczenia na własne potrzeby i pozostałe
(512)
Koszty operacyjne
(52 162)
Koszty sprzedaży
916
Koszty ogólnego zarządu
401
Koszt własny sprzedaży
(50 845)
13.10. Pozostałe przychody operacyjne
NOTA
2022
2021
Zysk na zmianie struktury właścicielskiej
3.4.7
-
169
Zysk ze zbycia niefinansowych aktywów trwałych
21
40
Zysk z tytułu okazyjnego nabycia Grupy LOTOS i Grupy PGNiG
7.3.1,
7.3.2
14 166
-
Odwrócenie rezerw
206
91
Odwrócenie odpisów aktualizujących wartość rzeczowych aktywów trwałych, wartości
niematerialnych i pozostałych składników majątku
11, 14.4
222
1 226
Kary i odszkodowania
289
155
Dotacje
90
121
Instrumenty pochodne, w tym:
4 086
5 647
niewyznaczone dla celów rachunkowości zabezpieczeń - rozliczenie i wycena
3 363
5 342
zabezpieczające przepływy pieniężne - część nieefektywna dotycząca
wyceny i rozliczenia
329
17
zabezpieczające przepływy pieniężne - rozliczenie kosztów
zabezpieczenia
394
288
Przedawnienie zobowiązania wobec akcjonariuszy mniejszościowych ORLEN Unipetrol
-
184
Pozostałe
253
278
19 333
7 911
Pozycja zysk z tytułu okazyjnego nabycia dotyczy rozliczenia transakcji nabycia Grupy LOTOS i Grupy PGNiG. Szczegółowe
informacje w nocie 7.3.
13.11. Pozostałe koszty operacyjne
NOTA
2022
2021
Zbycie 30% udziałów w Rafinerii Gdańskiej
7.4
(527)
-
Strata ze zbycia niefinansowych aktywów trwałych
(68)
(68)
Utworzenie rezerw
(484)
(179)
Utworzenie odpisów aktualizujących wartość rzeczowych aktywów trwałych, wartości
niematerialnych, wartości firmy i pozostałych składników majątku
11, 14.4
(6 552)
(415)
Kary, szkody i odszkodowania
(209)
(101)
Instrumenty pochodne, w tym:
(7 537)
(3 012)
niewyznaczone dla celów rachunkowości zabezpieczeń - rozliczenie i wycena
(6 867)
(2 976)
zabezpieczające przepływy pieniężne - część nieefektywna dotycząca
wyceny i rozliczenia
(663)
(34)
zabezpieczające przepływy pieniężne - rozliczenie kosztów
zabezpieczenia
(3)
(2)
Pozostałe, w tym:
(563)
(223)
nieodpłatne świadczenia
(314)
(97)
(15 940)
(3 998)
W 2022 roku pozycja utworzenie odpisów aktualizujących wartość rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych,
wartości firmy i pozostałych składników majątku dotyczyła głównie odpisów aktualizujących wartość aktywów trwałych w
segmencie Rafineria i Wydobycie. Dodatkowe informacje w nocie 14.4.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 52 / 141
Rozliczenie i wycena netto pochodnych instrumentów finansowych niewyznaczonych dla celów rachunkowości
zabezpieczeń dotyczących ekspozycji operacyjnej
2022
2021
Wycena pochodnych instrumentów finansowych
(715)
420
futures towarowy w tym:
(641)
395
uprawnienia do emisji CO
2
(752)
395
energia elektryczna
106
-
gaz ziemny
5
-
forwardy towarowe w tym:
37
(99)
energia elektryczna
24
(99)
gaz ziemny
13
-
swap towarowy
(31)
124
pozostałe
(80)
-
Rozliczenie pochodnych instrumentów finansowych
(2 789)
1 946
futures towarowy w tym:
(645)
3 112
uprawnienia do emisji CO
2
(646)
3 112
olej napędowy
1
-
forwardy towarowe w tym:
120
-
energia elektryczna
120
-
swap towarowy
(2 302)
(1 166)
swap walutowy
(3)
-
pozostałe
41
-
(3 504)
2 366
W 2022 roku i 2021 roku zmiana pozycji netto wycen i rozliczeń pochodnych instrumentów finansowych dotyczących ekspozycji
operacyjnej (instrumenty niewyznaczone dla celów rachunkowości zabezpieczeń) dotyczyła głównie wyceny i rozliczenia swapów
towarowych zabezpieczających marżę rafineryjną, niedopasowanie czasowe na zakupach ropy oraz kontraktów terminowych CO
2
w
ramach wydzielonego portfela „transakcyjnego”. Ponadto w pozycji tej został rozpoznany efekt wyceny i rozliczenia swapów
towarowych dotyczących zabezpieczenia zapasów ponadnormatywnych i zabezpieczania asfaltów, oraz zabezpieczenie fizycznej
sprzedaży gotowych produktów kupowanych drogą morską, a także transakcje zabezpieczające energię elektryczną i gaz. Wynik na
fizycznej pozycji, która jest zabezpieczana przez Grupę transakcjami terminowymi, odzwierciedlony jest w zysku/(stracie) na
sprzedaży w ramach kosztów wytworzenia (koszt ropy użytej do wytworzenia produktów rafineryjnych ujęty w oparciu o ceny
średnioważone nabycia) i przychodach ze sprzedaży produktów rafineryjnych. W związku z powyższym wynik na rozliczeniu
pochodnych instrumentów finansowych dotyczących ekspozycji operacyjnej należy zawsze rozpatrywać łącznie z wygenerowanym
przez Grupę zyskiem/(stratą) na sprzedaży fizycznej pozycji.
Począwszy od 1 stycznia 2022 roku Grupa zaczęła stosować rachunkowość zabezpieczeń w odniesieniu do zabezpieczenia
niedopasowania czasowego wynikającego z zakupu ropy naftowej drogą morską oraz sprzedaży produktów rafineryjnych, w związku
z czym obecnie wycena i rozliczenie swapów towarowych zawieranych w 2022 roku w ramach strategii zarządzania ryzykiem
towarowym związanym z niedopasowaniem czasowym między terminem zakupu ropy drogą morską, a terminem przerobu i sprzedaży
produktów rafineryjnych w części efektywnej są ujmowane w ramach pozycji kapitału z tytułu stosowania rachunkowości
zabezpieczeń, a w momencie realizacji pozycji zabezpieczanej są odnoszone odpowiednio na przychody ze sprzedaży lub koszt
wytworzenia. Zastosowanie od początku 2022 roku rachunkowości zabezpieczeń w odniesieniu do zabezpieczenia niedopasowania
czasowego wynikającego z zakupu ropy naftowej drogą morską oraz sprzedaży produktów rafineryjnych wpłynęło również na zmianę
pozycji netto części nieefektywnej dotyczącej wyceny i rozliczenia ekspozycji operacyjnej. W 2022 roku wpływ na wycenę i rozliczenie
pochodnych instrumentów finansowych miały również transakcje pochodne połączonych spółek Grupy LOTOS i Grupy PGNiG.
PKN ORLEN w odniesieniu do zabezpieczenia ryzyka zmian rynkowych cen uprawnień do emisji CO
2
od 1 lipca 2022 roku zaczął
stosować rachunkowość zabezpieczeń dla zakupu tych uprawnień. W związku z powyższym część efektywna zmiany wartości
godziwej instrumentu zabezpieczającego jest odnoszona do sprawozdania z sytuacji finansowej w pozycji kapitał z aktualizacji
wyceny z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń, natomiast część nieefektywna zmiany wartości godziwej instrumentu
zabezpieczającego jest odnoszona do rachunku wyników w pozostałe przychody operacyjne lub pozostałe koszty operacyjne.
Skumulowane do daty rozwiązania powiązania zabezpieczającego zyski lub straty związane z instrumentem zabezpieczającym
ujęte w kapitale z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń podlegają reklasyfikacji w okresie rozpoznania pozycji
zabezpieczanej odpowiednio do wartości niematerialnych lub aktywów przeznaczonych do sprzedaży. Na dzień 31 grudnia 2022
roku wartość z tytułu wyceny instrumentów zabezpieczających zakup uprawnień CO
2
zaprezentowana w pozycji kapitał z tytułu
rachunkowości zabezpieczeń wyniosła (22) mln PLN.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 53 / 141
13.12. Przychody i koszty finansowe
13.12.1. Przychody finansowe
2022
2021
Odsetki obliczone z zastosowaniem metody efektywnej stopy procentowej
499
51
Pozostałe odsetki
1
-
Nadwyżka dodatnich różnic kursowych
-
9
Dywidendy
61
3
Instrumenty pochodne niewyznaczone dla celów rachunkowości zabezpieczeń - rozliczenie i
wycena
1 475
660
Pozostałe
227
66
2 263
789
13.12.2. Koszty finansowe
2022
2021
Odsetki obliczone z zastosowaniem metody efektywnej stopy procentowej
(737)
(332)
Odsetki z tytułu leasingu
(238)
(159)
Odsetki od zobowiązań podatkowych
(19)
(3)
Nadwyżka ujemnych różnic kursowych
(643)
-
Instrumenty pochodne niewyznaczone dla celów rachunkowości zabezpieczeń - rozliczenie i
wycena
(962)
(366)
Pozostałe
(150)
(108)
(2 749)
(968)
Rozliczenie i wycena netto pochodnych instrumentów finansowych niewyznaczonych dla celów rachunkowości
zabezpieczeń
2022
2021
Wycena pochodnych instrumentów finansowych
456
213
forwardy walutowe
53
(24)
pozostałe, w tym:
403
237
swap walutowo procentowy
55
-
swap procentowy
(1)
-
swap walutowy
342
-
opcja Polimex-Mostostal
7
-
Rozliczenie pochodnych instrumentów finansowych
57
81
forwardy walutowe
149
143
pozostałe, w tym:
(92)
(62)
swap walutowo procentowy
(98)
-
swap procentowy
6
-
513
294
W 2022 i 2021 roku pozycje netto wycen i rozliczeń pochodnych instrumentów finansowych (instrumenty niewyznaczone dla celów
rachunkowości zabezpieczeń) dotyczyły głównie zabezpieczenia ryzyka zmian kursów wymiany w odniesieniu do płatności faktur za
ropę w walutach obcych, zabezpieczenia waluty dla transakcji płynnościowych oraz zabezpieczenia stóp procentowych i płatności
odsetek od obligacji. Główny wpływ na wycenę i rozliczenie pochodnych instrumentów finansowych w 2022 roku miało osłabienie się
PLN względem EUR i USD.
13.13. (Strata)/odwrócenie straty z tytułu utraty wartości należności handlowych oraz wartości pożyczek i odsetek od
należności handlowych
2022
2021
(Strata) z tytułu utraty wartości należności handlowych
(513)
(236)
Odwrócenie straty z tytułu utraty wartości należności handlowych
204
150
(309)
(86)
(Strata) z tytułu utraty wartości odsetek od należności handlowych
(11)
(12)
Odwrócenie straty z tytułu utraty wartości odsetek od należności handlowych
4
4
(Strata) z tytułu utraty wartości udzielonych pożyczek
(15)
-
Odwrócenie straty z tytułu utraty wartości udzielonych pożyczek
8
-
(14)
(8)
(323)
(94)
(Strata)/odwrócenie straty z tytułu należności handlowych oraz wartości pożyczek i odsetek od należności handlowych zaprezentowana
w wyniku:
- z działalności operacyjnej dotyczy utraty wartości należności handlowych;
- z działalności finansowej dotyczy utraty wartości pożyczek oraz odsetek od należności handlowych.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 54 / 141
13.14. Podatek dochodowy
WYBRANE ZASADY RACHUNKOWOŚCI
Podatek dochodowy
Podatek dochodowy obejmuje podatek bieżący oraz odroczony. Bieżący podatek dochodowy jest to kwota ustalona na podstawie przepisów
podatkowych, która jest naliczona od dochodu do opodatkowania za dany okres i ujmowana jako zobowiązanie w kwocie, w jakiej nie zostało
zapłacone lub należność, jeśli kwota dotychczas zapłacona z tytułu bieżącego podatku dochodowego przekracza kwotę do zapłaty.
Aktywa i zobowiązania z tytułu odroczonego podatku dochodowego traktowane są w całości jako długoterminowe i nie podlegają dyskontowaniu.
Podlegają one kompensacie na poziomie sprawozdań jednostkowych poszczególnych spółek z Grupy jeżeli istnieje możliwy do wyegzekwowania
tytuł prawny do przeprowadzania kompensat ujmowanych kwot oraz dotyczą podatku dochodowego nałożonego przez tę samą władzę
podatkową na tego samego podatnika.
Podatek odroczony jest wyliczany przy zastosowaniu stawek podatkowych, które według przewidywań będą obowiązywać w momencie, gdy
wartości księgowe aktywów i zobowiązań zostaną zrealizowane, przyjmując za podstawę stawki podatkowe (i przepisy podatkowe) obowiązujące
na dzień kończący okres sprawozdawczy lub takie, których obowiązywanie w przyszłości jest pewne na dzień kończący okres sprawozdawczy.
Wpływ podatku odroczonego ujmuje się w wyniku danego okresu, z wyjątkiem podatków wynikających z transakcji lub zdarzeń, które są
ujmowane poza wynikiem w innych całkowitych dochodach lub bezpośrednio w kapitale własnym, lub wynikających z połączenia przedsięwzięć.
SZACUNKI
Grupa ujmuje składnik aktywów z tytułu odroczonego podatku dochodowego, służący przeniesieniu nierozliczonej straty podatkowej i
niewykorzystanej ulgi podatkowej, w zakresie, w jakim jest prawdopodobne, że będzie dostępny przyszły dochód do opodatkowania, od którego
można odpisać nierozliczone straty podatkowe i niewykorzystane ulgi podatkowe. Ocena tego prawdopodobieństwa dokonywana jest na
podstawie planowanych budżetów osiągnięcia zakładanych dochodów podatkowych w kolejnych latach.
2022
2021
Podatek dochodowy wykazany w rachunku zysków lub strat
Podatek dochodowy bieżący
(8 338)
(2 296)
Podatek odroczony
1 375
(199)
(6 963)
(2 495)
Podatek odroczony w innych całkowitych dochodach
Instrumenty zabezpieczające
(1 365)
99
Zyski i straty aktuarialne
(31)
(24)
Zyski/(straty) z tytułu inwestycji w instrumenty kapitałowe wyceniane w wartości
godziwej przez inne całkowite dochody
1
(3)
(1 395)
72
(8 358)
(2 423)
13.14.1. Uzgodnienie efektywnej stawki podatku
2022
2021
Zysk przed opodatkowaniem
40 593
13 683
Podatek dochodowy obliczony według obowiązującej w Polsce stawki (19%)
(7 713)
(2 600)
Różnice stawek podatkowych
(1 845)
(65)
Litwa (15%)
(38)
18
Czechy (19%)
(3)
(3)
Niemcy (30% oraz 33%)
(98)
(48)
Kanada (27%)
(16)
(32)
Norwegia (78%)
(1 688)
-
Malta (35%)
(2)
-
Zysk z tytułu okazyjnego nabycia Grupy LOTOS i Grupy PGNiG
2 692
-
Odpisy aktualizujące rzeczowe aktywa trwałe i wartości niematerialne
(334)
79
Nieodpłatne prawa majątkowe do energii
(38)
1
Inwestycje wyceniane metodą praw własności
54
116
Rezerwa na podatek odroczony od zysków kapitałowych w ORLEN Capital
(49)
(16)
Oczekiwany w 2023 roku wpływ windfall tax na podatek odroczony w Grupie ORLEN Unipetrol*
278
-
Pozostałe
(8)
(10)
Podatek dochodowy
(6 963)
(2 495)
Efektywna stawka podatku
17%
18%
* Podatek w Czechach jest obliczany zgodnie z czeskimi przepisami podatkowymi w wysokości 19% szacowanego dochodu do opodatkowania za dany rok w 2022 roku (2021 roku: 19%).
Podatek odroczony został wyliczony przy zastosowaniu stawek podatkowych zatwierdzonych na lata 2023 i następne tj. 19% oraz stawki podatku nadzwyczajnego (windfall tax) w latach
2023-2025 w wysokości 60% podstawy opodatkowania powyżej średniej podstawy opodatkowania w latach 2018-2021. Spółki ORLEN Unipetrol RPA s.r.o. i PARAMO a.s. będą podlegać
opodatkowaniu podatkiem od dochodów nadzwyczajnych w Grupie ORLEN Unipetrol. Efektywna stopa podatkowa do kalkulacji podatku odroczonego została prognozowana na poziomie
53% w 2023 roku oraz 19% w latach 2024-2025.
Największy wpływ na efektywną stopę podatkową w 2022 roku miało rozpoznanie zysku z tytułu okazyjnego nabycia Grupy LOTOS i
Grupy PGNiG, którego efekt został zniwelowany przez podatek dochodowy płacony przez spółkę zależną PGNiG Upstream Norway
AS oraz LOTOS Upstream NORGE AS.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 55 / 141
W przypadku spółek norweskich, stopa podatkowa wynosi 78% podstawy opodatkowania. Działalność na norweskim szelfie
kontynentalnym w 2022 roku podlegała opodatkowaniu w ramach dwóch równoległych systemów podatkowych:
system podatku dochodowego (stawka podatku 22%);
system podatku naftowego (dodatkowa, efektywna stawka podatku 56%).
Tak wysoka stopa podatkowa w Norwegii powiązana jest z szeregiem ulg inwestycyjnych i dodatkowych odliczeń. Podstawowe ulgi
dotyczą:
możliwość zastosowania przyspieszonej amortyzacji od nakładów inwestycyjnych. W roku, w którym poniesiono nakłady,
spółce przysługuje prawo do pełnej rocznej amortyzacji, niezależnie od daty poniesienia wydatku;
w przypadku projektów zatwierdzonych do realizacji przed końcem 2022 roku, możliwość zastosowania ulgi inwestycyjnej. Ulga
dotyczy nakładów inwestycyjnych na norweskim szelfie kontynentalnym (z wyjątkiem kosztów poszukiwań) i wynosiła w 2022 roku
17,69% wydatków (w 2021 roku ulga wynosiła 24% wydatków). Ulga ta jest odejmowana wyłącznie od podstawy opodatkowania
podatkiem naftowym i nie dotyczy podatku dochodowego. Jeżeli wartość ulgi przekracza wysokość dochodu w danym roku, może
być ona realizowana w kolejnych latach;
możliwość pełnej konsolidacji podatkowej realizowanych projektów. W efekcie, spółka może obniżyć swojego wysokość podatku
do zapłaty od wydobycia węglowodorów z zagospodarowanych złóż, poprzez wydatkowanie nakładów inwestycyjnych na nowych
złożach, które podlegają natychmiastowej amortyzacji;
możliwość odjęcia od przychodów całości wydatków na poszukiwania złoża;
możliwość odliczenia kosztów finansowych w obu systemach podatkowych.
Od 1 stycznia 2022 roku Norweskie Ministerstwo Finansów wprowadziło zmiany w ramach opodatkowania działalności wydobywczej.
Najważniejsze zmiany dotyczą:
stosowana przed 2020 rokiem, sześcioletnia amortyzacja podatkowa oraz czteroletnia ulga inwestycyjna zostały zastąpione
natychmiastowym uznaniem całości inwestycji jako kosztu uzyskania przychodu (natychmiastowa amortyzacja);
likwidacja ulgi inwestycyjnej nie dotyczy projektów podlegających tymczasowemu reżimowi podatkowemu wprowadzonemu w
2020 roku. Wszystkie realizowane obecnie projekty zagospodarowania przez PGNiG Upstream Norway podlegają zasadom
tymczasowym. Jedyna zmiana w ramach zasad tymczasowych dotyczy zmniejszeniu wysokości ulgi inwestycyjnej z 24% w 2021
roku do 17,69% w 2022 roku i 12,4% w latach kolejnych;
stawka specjalnego podatku od węglowodorów została podniesiona do 71,8%, a jednocześnie zwykły podatek dochodowy
stanowi koszt uzyskania przychodu w ramach specjalnego podatku od węglowodorów. Łącznie te zmiany utrzymują marginalną
stawkę podatku na niezmienionym poziomie w wysokości 78%;
wartość podatkowa straty wykazanej w ramach specjalnego podatku od węglowodorów jest w pełni kompensowana w gotówce
w roku następnym;
wszelkie straty w ramach zwykłego podatku dochodowego przenoszone między latami pozbawione zostały dotychczas
naliczanych odsetek powiększających tarczę podatkową w ramach przenoszonych strat.
Zmiany w norweskim systemie podatkowym w istotny sposób wpływają na opłacalność realizowanych projektów inwestycyjnych w
Norwegii oraz w znaczący sposób przyspieszyły zwrot z zainwestowanych środków.
Zmiany te zachęcają także do realizacji nowych projektów inwestycyjnych w Norwegii. Zgodnie z ostatnimi zmianami w przepisach,
korzystne zasady dotyczące natychmiastowej amortyzacji i równoczesnemu stosowaniu ulgi inwestycyjnej obowiązują dla wszystkich
projektów, zapoczątkowanych między 2020 a 2022 rokiem. W odniesieniu do tych projektów korzystne zasady będą obowiązywać aż
do uruchomienia produkcji z tych projektów.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 56 / 141
13.14.2. Podatek odroczony
31/12/2021
Podatek
odroczony ujęty
w wyniku
finansowym
Podatek
odroczony ujęty
w innych
całkowitych
dochodach
Różnice
kursowe z
przeliczenia
jednostek
działających za
granicą
Połączenie
jednostek*
Pozostałe**
31/12/2022
Aktywa z tytułu podatku odroczonego
Różnice przejściowe dotyczące aktywów
trwałych
374
1 074
1
(7)
360
-
1 802
Rezerwy i rozliczenia międzyokresowe
1 018
289
(31)
12
1 593
-
2 881
Straty podatkowe
659
843
-
23
156
-
1 681
Wycena pochodnych instrumentów
finansowych
167
(552)
(1 183)
(1)
4 614
-
3 045
Zobowiązania z tytułu leasingu
1 040
74
-
10
290
-
1 414
Inwestycyjna ulga podatkowa
105
42
-
6
-
(50)
103
Pozostałe
552
(1 063)
1
(67)
2 052
-
1 475
3 915
707
(1 212)
(24)
9 065
(50)
12 401
Zobowiązania z tytułu podatku odroczonego
Różnice przejściowe dotyczące aktywów
trwałych
4 552
216
1
(185)
9 266
-
13 850
Odpisy aktualizujące wartość aktywów
-
(698)
1
1
716
-
20
Niezrealizowane różnice kursowe
238
128
-
1
1
-
368
Wycena pochodnych instrumentów
finansowych
214
(871)
182
(1)
885
-
409
Pozostałe
253
557
(1)
(19)
89
-
879
5 257
(668)
183
(203)
10 957
-
15 526
(1 342)
1 375
(1 395)
179
(1 892)
(50)
(3 125)
31/12/2020
Podatek
odroczony
ujęty w
wyniku
finansowym
Podatek
odroczony
ujęty w
innych
całkowitych
dochodach
Różnice
kursowe z
przeliczenia
jednostek
działających
za granicą
Połączenie
jednostek
Wyłączenie
z
konsolidacji
Pozostałe**
31/12/2021
Aktywa z tytułu podatku odroczonego
Różnice przejściowe dotyczące aktywów
trwałych
372
(2)
-
1
3
-
-
374
Rezerwy i rozliczenia międzyokresowe
646
376
(24)
14
6
-
-
1 018
Straty podatkowe
756
(145)
-
48
-
-
-
659
Wycena pochodnych instrumentów
finansowych
48
11
105
3
-
-
-
167
Zobowiązania z tytułu leasingu
991
34
-
4
11
-
-
1 040
Inwestycyjna ulga podatkowa
-
-
-
-
-
-
105
105
Pozostałe
517
12
-
2
21
-
-
552
3 330
286
81
72
41
-
105
3 915
Zobowiązania z tytułu podatku odroczonego
Różnice przejściowe dotyczące aktywów
trwałych
4 108
331
-
42
64
7
4 552
Niezrealizowane różnice kursowe
247
(9)
-
-
-
-
238
Wycena pochodnych instrumentów
finansowych
105
101
6
2
-
-
214
Pozostałe
188
62
3
(4)
4
-
253
4 648
485
9
40
68
7
-
5 257
(1 318)
(199)
72
32
(27)
(7)
105
(1 342)
* pozycja zawiera również rozpoznanie wspólnego działania w Rafinerii Gdańskiej na moment początkowego ujęcia
** W związku ze zrealizowaną inwestycją związaną z budową instalacji do produkcji glikolu na terenie Krakowskiego Parku Technologicznego spółka ORLEN Południe uzyskała uprawnienia do inwestycyjnej ulgi
podatkowej w postaci zwolnienia z podatku dochodowego od osób prawnych, która będzie mogła być wykorzystana w kolejnych okresach w odniesieniu do dochodu podatkowego, który zostanie wygenerowany z
tej instalacji. Rozpoznana na dzień 31 grudnia 2022 oraz na dzień 31 grudnia 2021 roku wartość aktywa z tytułu podatku odroczonego w odniesieniu do niewykorzystanej ulgi podatkowej wyniosła odpowiednio 55
mln oraz 105 mln PLN. Dodatkowe informacje w nocie 14.10.2.1
Na dzień 31 grudnia 2022 roku aktywa oraz zobowiązania z tytułu podatku odroczonego wyniosły odpowiednio 4 154 mln PLN i 7 279 mln
PLN.
Na dzień 31 grudnia 2022 roku i na dzień 31 grudnia 2021 roku Grupa posiadała nierozliczone straty podatkowe w łącznej wysokości
odpowiednio 2 090 mln PLN i 570 mln PLN dotyczące głównie spółek z Grupy PGNiG oraz ENERGA, dla których nie rozpoznano aktywów
z tytułu podatku odroczonego z powodu braku pewności odnośnie możliwości rozliczenia tych strat w przyszłości.
Podatkowa Grupa Kapitałowa ENERGA
W dniu 9 listopada 2020 roku zawarto umowę podatkowej grupy kapitałowej pod nazwą PGK ENERGA 2021. Umowę zawarto na trzy
lata podatkowe od 1 stycznia 2021 do 31 grudnia 2023 roku. Umowa została zarejestrowana przez Naczelnika Pomorskiego Urzędu
Skarbowego w dniu 10 grudnia 2020 roku.
W skład PGK weszły spółki: Energa SA, Energa-Operator SA, Energa-Obrót SA, Energa OZE SA, Energa Informatyka i Technologie
Sp. z o.o., Energa Logistyka Sp. z o.o. oraz Energa Oświetlenie Sp. z o.o.
Spółka Energa SA została wyznaczona jako spółka reprezentująca PGK ENERGA 2021 w zakresie obowiązków wynikających
z ustawy o podatku dochodowym od osób prawnych oraz przepisów ustawy Ordynacja Podatkowa.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 57 / 141
Przedmiotem opodatkowania PGK podatkiem dochodowym jest suma dochodów z dwóch źródeł przychodów tj. dochodu osiągniętego
z zysków kapitałowych oraz dochodu osiągniętego z innych przychodów. Dochodem ze źródła przychodów jest nadwyżka sumy
dochodów wszystkich spółek tworzących PGK uzyskanych z danego źródła przychodów nad sumą ich strat poniesionych z tego źródła
przychodów.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 58 / 141
14. NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SPRAWOZDANIA Z SYTUACJI FINANSOWEJ
14.1. Rzeczowe aktywa trwałe
WYBRANE ZASADY RACHUNKOWOŚCI
Rzeczowe aktywa trwałe
Wartość początkową rzeczowych aktywów trwałych początkowo wycenia się w cenie nabycia lub koszcie wytworzenia i wykazuje w sprawozdaniu z
sytuacji finansowej w wartości księgowej netto. Rzeczowe aktywa trwałe wycenia się i wykazuje w sprawozdaniu z sytuacji finansowej w wartości
księgowej netto stanowiącej cenę nabycia lub koszt wytworzenia pomniejszony o umorzenie i odpisy aktualizujące z tytułu utraty wartości.
Wartość początkową rzeczowych aktywów trwałych zwiększają wartości zdyskontowanych rezerw na koszty rekultywacji, remediacji, działań
naprawczych skażonego środowiska gruntowo-wodnego oraz likwidacji rzeczowych aktywów trwałych, w tym na koszty likwidacji odwiertów
kopalnianych i magazynowych, do których Grupa jest zobowiązana. Wartości zdyskontowanych rezerw ujętych jako rzeczowe aktywa trwałe są
amortyzowane w okresie ich użytkowania.
Wartość początkowa wytworzonych gazociągów lub magazynów gazu (kategoria Budynki i budowle) obejmuje również wartość gazu, która służy do
ich pierwszego napełnienia. Ilość gazu niezbędna do pierwszego napełnienia gazociągu lub komory magazynowej odpowiada ilości niezbędnej do
wytworzenia minimalnego ciśnienia pracy gazociągu lub magazynu. W przypadku rozszczelnienia gazociągu, koszty jego ponownego napełnienia
lub uzupełnienia utraconego paliwa są ujmowane bezpośrednio w rachunku zysków i strat w okresie, w którym zostały poniesione.
Koszty bieżącego utrzymania rzeczowych aktywów trwałych, remontów i konserwacji ujmowane są w wyniku finansowym w momencie poniesienia.
Koszty istotnych remontów, napraw i okresowych przeglądów są zaliczane do rzeczowych aktywów trwałych.
Do rzeczowych aktywów trwałych Grupa zalicza również istotne części zamienne oraz awaryjne wyposażenie, jeżeli Grupa oczekuje, że będą one
wykorzystywane przez czas dłuższy niż jeden rok i możliwe jest ich przypisanie do poszczególnych pozycji rzeczowych aktywów trwałych.
W wartości początkowej rzeczowych aktywów trwałych uwzględnia się koszty finansowania zewnętrznego.
Koszty finansowania zewnętrznego (tj. odsetki oraz inne koszty ponoszone w związku z pożyczeniem środków finansowych) ujmuje się jako koszty w
okresie, w którym je poniesiono. Wyjątkiem od tej reguły jest ujmowanie kosztów finansowania, które można bezpośrednio przyporządkować nabyciu,
budowie lub wytworzeniu dostosowywanego składnika aktywów (w tym różnice kursowe w stopniu, w jakim uznawane są za korektę odsetek i różnice
kursowe od prowizji), które aktywuje się jako część ceny nabycia lub kosztu wytworzenia tego składnika (dostosowywany składnik aktywów to taki, który
wymaga znacznego czasu niezbędnego do przygotowania go do zamierzonego użytkowania lub sprzedaży).
W zakresie, w jakim środki finansowe pożycza się specjalnie w celu pozyskania dostosowywanego składnika aktywów, kwotę kosztów finansowania
zewnętrznego, którą można aktywować jako część tego składnika aktywów, ustala się jako różnicę między rzeczywistymi kosztami finansowania
zewnętrznego poniesionymi z tytułu danej pożyczki lub kredytu w danym okresie, a przychodami z tytułu tymczasowego zainwestowania pożyczonych
środków.
W stopniu, w jakim środki finansowe pożycza się bez ściśle określonego celu, a następnie przeznacza na pozyskanie dostosowywanego składnika
aktywów, kwotę kosztów finansowania zewnętrznego, które mogą być kapitalizowane, ustala się poprzez zastosowanie odpowiedniej stopy kapitalizacji
do nakładów poniesionych na ten składnik majątku.
Rzeczowe aktywa trwałe amortyzuje się metodą liniową, a w uzasadnionych przypadkach metodą naturalną (katalizatory, aktywa z tytułu
zagospodarowania i wydobycia zasobów mineralnych).
Poszczególne części składowe rzeczowych aktywów trwałych, których wartość jest istotna w stosunku do wartości całego składnika rzeczowych
aktywów trwałych, amortyzowane są oddzielnie, zgodnie z okresem ich użytkowania.
Stosowane są następujące typowe okresy użytkowania rzeczowych aktywów trwałych:
Budynki i budowle 10-40 lat
Urządzenia techniczne i maszyny 4-35 lat
Środki transportu i pozostałe rzeczowe aktywa trwałe 2-20 lat
Metodę amortyzacji, wartość końcową oraz okres użytkowania składnika aktywów weryfikuje się co najmniej na koniec każdego roku. W przypadku
wystąpienia takiej konieczności, korekt odpisów amortyzacyjnych dokonuje się w okresach następnych (prospektywnie).
Działalność poszukiwań i wydobycia zasobów mineralnych
W ramach działalności poszukiwań i wydobycia zasobów mineralnych przyjmuje się następującą klasyfikację etapów:
Fazy etapu poszukiwania i oceny zasobów mineralnych:
- Wstępne analizy
- Nabycie praw do poszukiwania i rozpoznania złóż,
- Nakłady na odwierty poszukiwawcze i rozpoznawcze,
Wstępne analizy
Podczas fazy wstępnych analiz dokonuje się analizy danych sejsmicznych, danych geologicznych oraz geofizycznych dla dużych obszarów,
potencjalnie bogatych w złoża zasobów mineralnych. Faza ta realizowana jest z reguły przed zakupem praw do poszukiwań/wydobycia (koncesje
lub licencje). Poniesione koszty są ujmowane w wyniku finansowym.
Nabycie praw do poszukiwania i rozpoznania złóż
Prace polegające na ocenie (rozpoznaniu) złóż gazu ziemnego i/lub ropy naftowej (kopalin) mogą zostać podjęte po uzyskaniu przez Grupę:
koncesji na rozpoznanie złóż kopalin,
koncesji na poszukiwanie i rozpoznanie złóż kopalin,
podpisaniu umowy o ustanowieniu użytkowania górniczego.
Kosztem koncesji na rozpoznanie gazu ziemnego i/lub ropy naftowej oraz kosztem przedłużenia takiej koncesji jest opłata za działalność
określoną w koncesji. Koszty koncesji na rozpoznanie złóż gazu ziemnego i/lub ropy naftowej Grupa ujmuje w wartości aktywów z tytułu
poszukiwania i oceny zasobów mineralnych.
Nakłady na odwierty poszukiwawcze i rozpoznawcze
Koszty związane z poszukiwaniem i oceną złóż gazu ziemnego i ropy naftowej obejmują prace geologiczne wykonywane w celu odkrycia i
udokumentowania złoża i rozliczane są przy zastosowaniu metody skutecznych wysiłków.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 59 / 141
W fazie poszukiwania złóż wykonywane są prace geologiczne w celu odkrycia i wstępnego udokumentowania złóż zasobów mineralnych.
Czynności wykonywane w fazie poszukiwania złóż są bardzo podobne do wstępnych analiz geologicznych i geofizycznych, przeprowadzane są
jednak na mniejszych obszarach geograficznych i obejmują z reguły wykonywanie zdjęć sejsmicznych 2D i 3D, ich obróbkę i interpretację danych
geologicznych oraz geofizycznych, a także wykonywanie odwiertów poszukiwawczych. Prace poszukiwawcze kończą się stwierdzeniem
niepowodzenia (wynik negatywny oznaczający, że wydobycie nie jest technicznie wykonalne i ekonomicznie zasadne) albo odkryciem złoża.
W fazie rozpoznania złóż wykonuje się geologiczne prace rozpoznawcze na obszarze wstępnie udokumentowanego złoża zasobów mineralnych.
Celem prac rozpoznawczych jest określenie wielkości i zakresu złóż zasobów mineralnych oraz ocena technicznej możliwości i ekonomicznej
zasadności ich wydobycia. W niektórych przypadkach może wystąpić czasowo sytuacja, w której faza poszukiwań i rozpoznania realizowana
jest równolegle.
Nakłady poniesione w fazie poszukiwania i rozpoznania złóż obejmują:
nakłady na odwierty poszukiwawcze i rozpoznawcze oraz pozostałe nakłady (w tym akwizycja danych sejsmicznych, ich obróbka i
interpretacja oraz analiza danych geologicznych i geofizycznych);
pozostałe koszty, które można bezpośrednio przypisać do faz poszukiwań i rozpoznania złóż, które podlegają aktywowaniu. Jeżeli
bezpośrednia alokacja do faz poszukiwań i rozpoznania złóż nie jest możliwa, pozostałe koszty ujmuje się w kosztach bieżącego okresu;
koszty finansowania zewnętrznego dotyczące finansowania aktywowanych nakładów na prace poszukiwawcze i rozpoznawcze.
Grupa dokonuje corocznego przeglądu nakładów poniesionych w fazie poszukiwania i rozpoznania złóż w celu potwierdzenia dalszego zamiaru
prowadzenia prac. Analizy są prowadzone na poziomie projektów, obejmujących prace ze zdefiniowanym celem poszukiwawczym i / lub rozpoznawczym,
które są prowadzone na wyznaczonym obszarze. Jeżeli prace zakończą się niepowodzeniem skutkującym brakiem zamiaru kontynuowania prac, nakłady
ujęte początkowo jako aktywa ujmuje się w kosztach bieżącego okresu.
W momencie stwierdzenia technicznej wykonalności i ekonomicznej opłacalności wydobycia nakłady poniesione w fazie poszukiwania
i rozpoznania złóż ujmuje się jako aktywa z tytułu zagospodarowania i wydobycia zasobów mineralnych w ramach rzeczowych aktywów trwałych,
które poddawane są testowi na utratę wartości.
Etap zagospodarowania i wydobycia zasobów mineralnych
Nakłady ponoszone w ramach etapu zagospodarowania i wydobycia złóż podlegają aktywowaniu i amortyzacji metodą liniową, bądź metodą
naturalną kalkulowaną proporcjonalnie do wielkości wydobycia złóż węglowodorów na podstawie jednostki wydobycia (unit-of-production).
W przypadku gdy przeprowadzana jest próbna eksploatacja złoża, przychody ze sprzedaży wydobytych w trakcie próbnej eksploatacji kopalin
ujmowane są bezpośrednio w rachunku zysków i strat, w części dotyczącej działalności podstawowej.
Metoda amortyzacji i stawki stosowane do konkretnych aktywów odzwierciedlają oczekiwany przez Grupę sposób, w jaki będzie ona
konsumować korzyści ekonomiczne z tych aktywów. Grupa stosuje metodę liniową w odniesieniu do składników aktywów z tytułu
zagospodarowania i wydobycia zasobów mineralnych używanych na polach lub kopalniach, dla których oczekuje, że roczna produkcja będzie
stosunkowo stała. W przypadku zastosowania metody naturalnej Grupa kalkuluje amortyzację wszystkich składników aktywów z tytułu
zagospodarowania i wydobycia zasobów mineralnych na podstawie wielkości udokumentowanych złóż (tzw. rezerwy 2P - proved plus probable
reserves). W przypadku istotnej zmiany wielkości szacowanych złóż, na dzień sprawozdawczy dokonuje się ujęcia lub odwrócenia wcześniej
ujętych odpisów aktualizujących z tytułu utraty wartości. W przypadku wykonania odwiertów rozpoznawczych na już eksploatowanym złożu,
Grupa dokonuje analizy, czy aktywowane nakłady dotyczące takich odwiertów umożliwią powstanie nowych otworów eksploatacyjnych. Jeśli tak
nie jest nakłady te ujmuje się w kosztach bieżącego okresu.
PROFESJONALNY OSĄD
Nakłady na aktywa z tytułu poszukiwania i oceny zasobów mineralnych
Stosowanie polityki rachunkowości Grupy w odniesieniu do nakładów poniesionych na aktywa z tytułu poszukiwania złóż i oceny zasobów mineralnych
wymaga dokonania osądu, czy przyszłe korzyści ekonomiczne, będące wynikiem przyszłego wydobycia lub sprzedaży są prawdopodobne bądź nie
istnieją jeszcze przesłanki pozwalające na oszacowanie zasobów. Przy oszacowaniu zasobów Grupa dokonuje estymacji przyszłych zdarzeń
i okoliczności, w tym określenia czy wydobycie będzie uzasadnione z ekonomicznego punktu widzenia.
SZACUNKI
Okresy użytkowania rzeczowych aktywów trwałych
Grupa weryfikuje okresy użytkowania składników rzeczowych aktywów trwałych na koniec każdego roku. Aktualizacja okresów użytkowania
rzeczowych aktywów trwałych opiera się w głównej mierze na ocenie służb technicznych, odpowiedzialnych za ich eksploatację. Szacunkom
takim towarzyszy niepewność, co do przyszłych warunków prowadzenia działalności gospodarczej, zmian technologicznych i konkurencji na
rynku, które skutkować mogą inną oceną ekonomicznej przydatności składników i pozostałego okresu ich użyteczności, co w rezultacie może
istotnie wpłynąć na wartość rzeczowych aktywów trwałych oraz koszty amortyzacji w przyszłości. W ramach tego procesu Grupa bierze obecnie
pod uwagę również wpływ czynników związanych ze zmianami klimatu, w tym w szczególności w odniesieniu do aktywów, których okres
użytkowania może ulec skróceniu w ramach realizacji planów redukcji emisyjności w szczególnie w tych segmentach operacyjnych, gdzie część
produkcji jest nadal oparta na wysokoemisyjnych aktywach, w tym węglowych. Wpływ weryfikacji okresów użytkowania w roku 2022 skutkował
zmniejszeniem kosztów amortyzacji o 36 mln PLN w porównaniu z kosztami amortyzacji, które zostałyby ujęte na bazie okresów użytkowania
stosowanych w roku 2021. W 2022 roku nie wystąpiły w Grupie przypadki istotnego skrócenia okresów użytkowania rzeczowych aktywów
trwałych w związku ze zmianami klimatycznymi i postępującą transformacją energetyczną.
Działalność poszukiwań i wydobycia zasobów mineralnych
Grupa szacuje wielkość zasobów na podstawie interpretacji dostępnych danych geologicznych i na bieżąco je weryfikuje w oparciu o efekty
kolejnych odwiertów, próbną eksploatację, rzeczywiste wydobycie oraz czynniki ekonomiczne takie jak: ceny węglowodorów, warunki umowne
czy plany inwestycyjne. Grupa dokonuje także szacunków kosztów niezbędnych do poniesienia w celu likwidacji odwiertów produkcyjnych
i infrastruktury związanej z nimi.
Rekultywacja, remediacja, działania naprawcze skażonego środowiska gruntowo-wodnego oraz likwidacja rzeczowych aktywów
trwałych
Grupa szacuje poziom rezerw dotyczących rzeczowych aktywów trwałych, które z istotnym prawdopodobieństwem są potrzebne na cele
rekultywacji, remediacji, działań naprawczych skażonego środowiska gruntowo-wodnego oraz likwidacji rzeczowych aktywów trwałych, w tym
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 60 / 141
terenów stacji paliw, terminali paliw, baz paliw, terenów zakładów produkcyjnych, instalacji wytwórczych, odwiertów kopalnianych i
magazynowych, stacji elektroenergetycznych oraz składowisk popiołu.
Przy kalkulacji ww. rezerw istnieje znaczna niepewność szacunków, na które wpływają takie czynniki jak zmiany w regulacjach prawnych,
dodatkowe niezbędne koszty zidentyfikowane podczas wykonywanych prac lub pojawienie się nowych technik ich realizacji, zmiany klimatyczne,
zmiany w przewidywanym okresie użytkowania składników aktywów, jak również zmiany stóp dyskonta oraz wskaźników inflacji.
Dodatkowe informacje w nocie 14.11.1
Grunty
Budynki i
budowle
Urządzenia
techniczne i
maszyny
Środki
transportu i
pozostałe
Środki trwałe
w budowie
Aktywa z
tytułu
poszukiwania i
oceny zasobów
mineralnych
Aktywa z
tytułu
zagospodaro-
wania i
wydobycia
zasobów
mineralnych
Razem
Wartość księgowa netto na
01/01/2022
Wartość księgowa brutto
1 396
40 224
51 133
3 815
7 352
1 905
7 627
113 452
Skumulowane umorzenie
(14)
(14 206)
(26 072)
(1 807)
1
(56)
(2 697)
(44 851)
Odpisy aktualizujące
(46)
(3 685)
(6 964)
(103)
(99)
(1 098)
(1 227)
(13 222)
1 336
22 333
18 097
1 905
7 254
751
3 703
55 379
zwiększenia/(zmniejszenia) netto
Nakłady inwestycyjne
3
712
144
31
14 984
203
1 071
17 148
Amortyzacja
-
(1 719)
(2 634)
(536)
-
(17)
(814)
(5 720)
Koszty finansowania zewnętrznego
-
(5)
35
-
125
(26)
-
129
Połączenie jednostek ***
242
26 709
9 443
2 478
8 026
942
9 973
57 813
Odpisy aktualizujące netto, w tym: *
-
(2 114)
(2 471)
(209)
(721)
98
(107)
(5 524)
Utworzenie
-
(2 179)
(2 414)
(221)
(859)
(79)
(199)
(5 951)
Odwrócenie
-
10
2
3
1
105
91
212
Reklasyfikacje
153
2 953
2 807
638
(6 790)
(565)
560
(244)
Różnice kursowe w tym:
30
166
280
(18)
13
(41)
(219)
211
różnice kursowe dotyczące odpisów aktualizujących
(2)
(245)
(509)
(6)
(7)
(1)
(19)
(789)
Rezerwa na rekultywację
-
(113)
(11)
-
-
(6)
(23)
(153)
Pozostałe**
44
53
(69)
(62)
(82)
(72)
(7)
(195)
1 808
48 975
25 621
4 227
22 809
1 267
14 137
118 844
Wartość księgowa netto na
31/12/2022
Wartość księgowa brutto
1 870
71 036
64 061
6 596
23 637
2 342
19 016
188 558
Skumulowane umorzenie
(14)
(16 017)
(28 496)
(2 051)
(1)
(74)
(3 526)
(50 179)
Odpisy aktualizujące
(48)
(6 044)
(9 944)
(318)
(827)
(1 001)
(1 353)
(19 535)
1 808
48 975
25 621
4 227
22 809
1 267
14 137
118 844
Wartość księgowa netto na
01/01/2021
Wartość księgowa brutto
1 351
37 204
47 132
3 493
5 796
1 514
7 140
103 630
Skumulowane umorzenie
(14)
(12 645)
(23 963)
(1 679)
(1)
(45)
(2 426)
(40 773)
Odpisy aktualizujące
(45)
(3 488)
(6 569)
(97)
(76)
(927)
(2 030)
(13 232)
1 292
21 071
16 600
1 717
5 719
542
2 684
49 625
zwiększenia/(zmniejszenia) netto
Nakłady inwestycyjne
1
27
198
30
7 743
129
228
8 356
Amortyzacja
-
(1 432)
(2 337)
(392)
-
(10)
(263)
(4 434)
Koszty finansowania zewnętrznego
-
9
9
1
43
6
-
68
Połączenie jednostek
7
121
393
9
3
-
-
533
Odpisy aktualizujące netto, w tym: *
-
21
66
-
(19)
(169)
955
854
Utworzenie
-
(115)
(54)
(8)
(55)
(38)
(90)
(360)
Odwrócenie
-
115
48
1
2
204
841
1 211
Reklasyfikacje
14
2 585
2 989
621
(6 212)
304
(264)
37
Zbycie jednostki zależnej
-
-
-
(7)
(78)
(37)
-
(122)
Różnice kursowe w tym:
22
145
297
29
89
1
186
769
różnice kursowe dotyczące odpisów aktualizujących
(1)
(218)
(461)
(6)
(4)
(2)
(152)
(844)
Rezerwa na rekultywację
-
(171)
(3)
-
-
(1)
(4)
(179)
Pozostałe
-
(43)
(115)
(103)
(34)
(14)
181
(128)
Wartość księgowa netto na
31/12/2021
1 336
22 333
18 097
1 905
7 254
751
3 703
55 379
* odpisy aktualizujące netto obejmują utworzenie, odwrócenie, wykorzystanie oraz reklasyfikacje.
** pozycja pozostałe obejmuje głównie sprzedaż i likwidację
*** pozycja zawiera również rozpoznanie wspólnego działania w Rafinerii Gdańskiej na moment początkowego ujęcia
Opis przyczyn zmian głównych odpisów aktualizujących znajduje się w nocie 14.4.
W 2022 i 2021 roku nakłady inwestycyjne zostały pomniejszone o kwotę odpowiednio 25 mln PLN i 12 mln PLN z tytułu
otrzymanych/należnych kar za nieterminowe wykonanie kontraktów inwestycyjnych.
Stopa kapitalizacji zastosowana do wyliczenia aktywowanych kosztów finansowania zewnętrznego za 2022 rok i za 2021 rok wyniosła
odpowiednio 1,42% i 0,83%.
Wartość księgowa brutto w pełni zamortyzowanych rzeczowych aktywów trwałych będących nadal w użytkowaniu na dzień
31 grudnia 2022 roku oraz na dzień 31 grudnia 2021 roku wyniosła odpowiednio 5 397 mln PLN oraz 5 314 mln PLN.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 61 / 141
14.2. Wartości niematerialne oraz wartość firmy
WYBRANE ZASADY RACHUNKOWOŚCI
Wartości niematerialne
Składnik aktywów niematerialnych początkowo wycenia się w cenie nabycia lub koszcie wytworzenia i wykazuje w sprawozdaniu z sytuacji
finansowej w wartości księgowej netto.
Wartości niematerialne o określonym okresie użytkowania amortyzuje się metodą liniową począwszy od chwili, gdy są one gotowe do użycia,
tzn. od momentu dostosowania składnika aktywów do miejsca i warunków potrzebnych do rozpoczęcia jego funkcjonowania zgodnie
z zamierzeniami kierownictwa przez okres odpowiadający szacowanemu okresowi ich użytkowania.
Typowe okresy użytkowania wartości niematerialnych wynoszą od 2 do 10 lat dla oprogramowania oraz od 2 do 15 lat dla licencji, praw do
patentów oraz podobnych wartości.
Metodę amortyzacji oraz okres użytkowania składnika wartości niematerialnych weryfikuje się co najmniej na koniec każdego roku.
Wartość firmy
Na dzień połączenia jednostek gospodarczych wartość firmy podlega przypisaniu do ośrodków wypracowujących środki pieniężne (tzw. CGU –
cash generating unit) jednostki przejmującej, które zgodnie z oczekiwaniami, mają odnieść korzyści z tytułu synergii uzyskanej w wyniku takiego
połączenia.
Każdy ośrodek lub zespół ośrodków, do którego została przypisana wartość firmy:
a) odpowiada najniższemu poziomowi w jednostce, na którym wartość firmy jest monitorowana na wewnętrzne potrzeby zarządcze oraz
b) nie może być większy niż segment operacyjny przed agregacją określony zgodnie z paragrafem 5 MSSF 8 Segmenty operacyjne.
Po połączeniu, jednostka przejmująca wycenia wartość firmy w kwocie ustalonej na dzień przejęcia pomniejszonej o odpisy aktualizujące z tytułu
utraty wartości.
Ośrodek wypracowujący środki pieniężne, do którego została przypisana wartość firmy poddaje się testom na utratę wartości corocznie, a także
gdy wystąpią przesłanki wskazujące na utratę jego wartości .
Prawa majątkowe
Główną pozycją praw majątkowych są uprawnienia do emisji CO
2,
nie podlegające amortyzacji, które są poddawane analizie pod kątem utraty
wartości.
Otrzymane nieodpłatnie uprawnienia ujmuje się i prezentuje w wartościach niematerialnych w korespondencji z przychodami przyszłych okresów
w wartości godziwej ustalonej na dzień ich zarejestrowania. Dotacje rozlicza się w systematyczny sposób w poszczególnych okresach
sprawozdawczych, aby zapewnić współmierność z kosztami tworzonej rezerwy. Zakupione uprawnienia ujmowane są w cenie nabycia.
Na szacowaną w okresie sprawozdawczym emisję CO
2
tworzy się rezerwę w ciężar kosztów działalności podstawowej (podatki i opłaty).
Do praw majątkowych zalicza się ponadto certyfikaty energetyczne.
Prawa majątkowe, w tym uprawnienia do emisji CO
2
oraz certyfikaty energetyczne podlegają umorzeniu w ciężar wartości księgowej rezerwy,
jako jej rozliczenie. Rozchód uprawnień do emisji CO
2
oraz certyfikatów energetycznych jest ujmowany według metody średniej ważonej.
PROFESJONALNY OSĄD
Przypisanie wartości firmy do ośrodków wypracowujących środki pieniężne
Stosowanie polityki rachunkowości Grupy w zakresie przypisania wartości firmy do ośrodków wypracowujących środki pieniężne wymaga
dokonania osądu, które z CGU odniosą korzyści z synergii uzyskanej w wyniku połączenia jednostek. Alokacja wartości firmy dokonywana jest
przy uwzględnieniu szeregu subiektywnych kryteriów, w tym:
analizy czynników jakościowych, które doprowadziły do ujęcia wartości firmy w ramach rozliczenia ceny nabycia, w tym oczekiwanych synergii
operacyjnych i finansowych jak również wartości niematerialnych niekwalifikujących się do osobnego ujęcia;
istnienia aktywnego rynku na produkty generowane lub usługi świadczone przez jednostkę przejmowaną
sposobu w jaki wartość firmy monitorowana jest na wewnętrzne potrzeby zarządcze Grupy
istnienia planów integracyjnych, reorganizacyjnych, które w niedalekiej przyszłości wpłynął na zmiany w ramach CGU
lokalizacji geograficznej w której działa nabyta jednostka.
SZACUNKI
Okresy użytkowania wartości niematerialnych
Grupa weryfikuje okresy użytkowania składników wartości niematerialnych na koniec każdego roku, ze skutkiem od początku roku następnego.
Wpływ weryfikacji okresów użytkowania w roku 2022 skutkował zwiększeniem kosztów amortyzacji o 3 mln PLN w porównaniu z kosztami
amortyzacji, które zostałaby ujęte na bazie okresów użytkowania stosowanych w roku 2021.
Zmiana stanu wartości niematerialnych wytworzonych we własnym zakresie
Na dzień 31 grudnia 2022 roku oraz na dzień 31 grudnia 2021 roku wartości niematerialne wytworzone we własnym zakresie
wyniosły odpowiednio 22 mln PLN oraz 5 mln PLN.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 62 / 141
Zmiana stanu pozostałych wartości niematerialnych
Patenty i licencje
Wartość firmy
Prawa majątkowe
Pozostałe
Razem
Wartość księgowa netto na
01/01/2022
Wartość księgowa brutto
2 663
899
2 987
421
6 970
Skumulowane umorzenie
(1 644)
(1)
-
(64)
(1 709)
Odpisy aktualizujące
(53)
(319)
(57)
(8)
(437)
966
579
2 930
349
4 824
zwiększenia/(zmniejszenia) netto
Nakłady inwestycyjne
326
-
-
92
418
Amortyzacja
(243)
-
-
(21)
(264)
Koszty finansowania zewnętrznego
-
-
-
7
7
Połączenie jednostek ***
202
339
1 745
160
2 446
Odpisy aktualizujące netto*
(42)
(193)
2
(26)
(259)
Różnice kursowe
12
15
49
7
83
Pozostałe **
1
-
3 570
13
3 584
1 222
740
8 296
581
10 839
Wartość księgowa netto na
31/12/2022
Wartość księgowa brutto
3 247
1 254
8 351
615
13 467
Skumulowane umorzenie
(1 928)
(1)
-
-
(1 929)
Odpisy aktualizujące
(97)
(513)
(55)
(34)
(699)
1 222
740
8 296
581
10 839
Wartość księgowa netto na
01/01/2021
Wartość księgowa brutto
2 300
460
1 409
329
4 498
Skumulowane umorzenie
(1 490)
-
-
(54)
(1 544)
Odpisy aktualizujące
(62)
(324)
(57)
-
(443)
748
136
1 352
275
2 511
zwiększenia/(zmniejszenia) netto
Nakłady inwestycyjne
234
-
-
82
316
Amortyzacja
(205)
-
-
(11)
(216)
Koszty finansowania zewnętrznego
-
-
-
2
2
Połączenie jednostek
165
434
-
7
606
Odpisy aktualizujące netto*
12
6
-
(7)
11
Zbycie jednostki zależnej
(13)
(9)
-
-
(22)
Różnice kursowe
17
12
11
1
41
Pozostałe **
8
-
1 567
-
1 575
Wartość księgowa netto na
31/12/2021
966
579
2 930
349
4 824
* W 2022 i w 2021 roku odpisy aktualizujące netto obejmują: utworzenie, odwrócenie oraz wykorzystanie i reklasyfikacje.
** Pozostałe zwiększenia/(zmniejszenia) praw majątkowych w wartości księgowej netto obejmują głównie zakup, nieodpłatne nabycie praw za lata 2022 i 2021, rozliczenie praw za 2021
rok i za 2020 rok.
*** pozycja zawiera również rozpoznanie wspólnego działania w Rafinerii Gdańskiej na moment początkowego ujęcia
Wartość księgowa brutto w pełni zamortyzowanych wartości niematerialnych będących nadal w użytkowaniu na dzień 31 grudnia
2022 roku oraz na dzień 31 grudnia 2021 roku wyniosła odpowiednio 811 mln PLN oraz 737 mln PLN.
14.2.1. Wartość firmy
Segment
działalności
31/12/2022
31/12/2021
Stan na początek okresu
579
136
Nowe nabycia
339
434
Grupa Polska Press
Funkcje
Korporacyjne
-
1
Orlen Transport Sp. z o.o. (dawniej OTP Sp. z o.o.)
Rafineria
-
80
CHP Energia Sp z o.o. (GRUPA ORLEN Południe)
Energetyka
-
4
Livingstone Sp z o.o. (GRUPA ORLEN WIND 3)
Energetyka
-
39
Nowotna Farma Wiatrowa Sp. z o.o. (GRUPA ORLEN WIND 3)
Energetyka
-
134
UAB ORLEN Mockavos terminalas (Grupa ORLEN Lietuva)
Rafineria
-
167
Bioutil Sp. z o.o. (GRUPA ORLEN Południe)
Energetyka
-
9
Normbenz Magyarorsag Kft
Detal
339
-
Likwidacja spółki Ship Service S.A.
-
(3)
Odpis aktualizujący UAB ORLEN Mockavos terminalas (Grupa ORLEN Lietuva) *
(193)
-
Różnice kursowe
15
12
740
579
* z uwzględnieniem różnic kursowych
Na dzień 31 grudnia 2021 roku Grupa ORLEN przeprowadziła test na utratę wartości powyższych wartości firmy. W wyniku
przeprowadzonych analiz dokonano odpisu aktualizującego wartość firmy powstałej na nabyciu UAB ORLEN Mockavos terminals
przypisanej do CGU ORLEN Lietuva. W odniesieniu do pozostałych wartości firmy nie stwierdzono utraty wartości. Dodatkowe
informacje w nocie 14.4.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 63 / 141
14.2.2. Prawa majątkowe
Zmiana stanu posiadanych uprawnień do emisji CO
2
za 2022 rok
Ilość
(w tys.ton)
##
Wartość
01/01/2022
8 146
2 363
Otrzymane nieodpłatnie
8 917
3 304
Rozliczenie emisji za 2021 rok
(17 877)
(5 508)
Połączenie jednostek *
4 740
1 723
Inne zwiększenia/zmniejszenia **
22 923
5 968
Różnice kursowe
-
49
26 849
7 899
* pozycja zawiera również rozpoznanie wspólnego działania w Rafinerii Gdańskiej na moment początkowego ujęcia
** inne zwiększenia/zmniejszenia obejmują: zakup, sprzedaż oraz przeznaczone do sprzedaży posiadane uprawnienia do emisji CO
2
W 2022 roku emisje CO
2
w Grupie ORLEN wyniosły 25 352 tys. ton natomiast wartość rezerwy na emisje CO
2
na dzień 31 grudnia
2022 roku wyniosła 9 250 mln PLN (nota 14.11).
Wartość rynkowa posiadanych uprawnień EUA przewyższa ich łączną wartość księgową, w związku z czym Grupa nie identyfikuje
przesłanek utraty ich wartości.
Na dzień 31 grudnia 2022 roku wartość rynkowa jednego uprawnienia EUA wyniosła 393,81 PLN (co odpowiada 83,97 EUR
według kursu na dzień 31 grudnia 2022 roku) (źródło: www.theice.com).
Zmiana stanu posiadanych certyfikatów energetycznych za 2022 rok
Ilość
(w tys.MWh)
Wartość
01/01/2022
2 729
567
Otrzymane nieodpłatnie
610
96
Rozliczenie emisji za 2021 rok
(3 314)
(618)
Połączenie jednostek *
567
22
Inne zwiększenia/zmniejszenia **
1 847
328
Odpisy aktualizujące
-
2
2 439
397
* pozycja zawiera również rozpoznanie wspólnego działania w Rafinerii Gdańskiej na moment początkowego ujęcia
** Inne zwiększenia/zmniejszenia obejmują: zakup, sprzedaż oraz przeznaczone do sprzedaży posiadanych certyfikatów energetycznych.
W 2022 roku wolumen obowiązku umorzenia certyfikatów energetycznych w Grupie ORLEN wyniósł 1 481 tys. MWh natomiast
wartość rezerwy z tego tytułu na dzień 31 grudnia 2022 roku wyniosła 596 mln PLN (nota 14.11).
Na dzień 31 grudnia 2022 roku wartość księgowa uprawnień do emisji CO
2
i certyfikatów energetycznych zablokowanych w ramach
depozytów zabezpieczających w Izbie Rozliczeniowej Giełd Towarowych S.A. (IRGIT) wyniosła:
134 mln PLN i dotyczyła 400 tys. uprawnień EUA PKN ORLEN,
28 mln PLN i dotyczyła 240 tys. MWh certyfikatów energetycznych Grupy ENERGA.
Dodatkowo na dzień 31 grudnia 2022 roku oraz na dzień 31 grudnia 2021 roku w pozycji należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe
należności Grupa ujęła należne prawa majątkowe dotyczących certyfikatów kolorowych odpowiednio w kwocie 88 mln PLN oraz 546
mln PLN (nota 14.5.2).
14.3. Inwestycje w jednostkach współkontrolowanych i stowarzyszonych
PROFESJONALNY OSĄD
Grupa sprawuje współkontrolę nad jednostką, jeśli wraz ze wszystkimi współinwestorami musi współdziałać w celu kierowania jej istotną działalnością, co
oznacza tym samym, że żaden ze współinwestorów pojedynczo nie sprawuje nad nią kontroli i bez współdziałania z pozostałymi nie może nią kierować.
Na podstawie własnego osądu Grupa określa rodzaj wspólnego ustalenia umownego, którego jest stroną, biorąc pod uwagę swoje prawa i obowiązki,
uwzględniając strukturę i formę prawną oraz uzgodnione przez strony warunki umowy.
Grupa zaklasyfikowała poniżej jako wspólne przedsięwzięcia, które są wyceniane w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym metodą praw własności,
inwestycje w te jednostki, w ramach których umowy dają wszystkim stronom umowy (współinwestorom) łączną kontrolę nad przedsiębiorstwami, decyzje
dotyczące znaczących działań wymagają jednomyślnej zgody wszystkich stron umowy, a forma prawna odrębnych jednostek nie daje stronom umowy
prawa do ich aktywów i obowiązku spłaty zobowiązań.
Spółki celowe Baltic Gas spółka z ograniczoną odpowiedzialnością i wspólnicy Sp. k. oraz Baltic Gas Sp. z o.o. (Komplementariusz) zostały
zaklasyfikowane jako inwestycje wyceniane metodą praw własności na podstawie analizy umowy współpracy spółek LOTOS Upstream Sp. z o.o. oraz
CalEnergy Resources Poland Sp. z o.o. w zakresie zagospodarowania i eksploatacji złóż gazokondensatowych B-4 i B-6 na Morzu
Bałtyckim. Zaprezentowany w poniższe tabeli procentowy udział we własności Baltic Gas spółka z ograniczoną odpowiedzialnością i wspólnicy Sp. k.
ustalono na podstawie wkładów wniesionych przez poszczególnych wspólników do sumy wkładów na dzień 31 grudnia 2022 roku:
Baltic Gas Sp. z o.o. (Komplementariusz) – 0,0004%
LOTOS Upstream Sp. z o.o. (Komandytariusz) – 46,1158%
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 64 / 141
CalEnergy Resources Poland Sp. z o.o. (Komandytariusz) – 53,8838%
Spółka Baltic Gas Spółka z ograniczoną odpowiedzialnością i Wspólnicy Spółka komandytowa (Baltic Gas Sp. z o.o. i Wspólnicy Sp. k.) jest spółką
osobową. W umowie spółki określono uczestniczenie wspólników w jej zyskach i stratach w taki sposób, że Baltic Gas Sp. z o.o. posiada 0,001%
udziału w zyskach i 100% w stratach, LOTOS Upstream Sp. z o.o. posiada 50,9995% udziału w zyskach i 0% w stratach, zaś CalEnergy Resources
Poland Sp. z o.o. posiada 48,9995% udziału w zyskach i 0% w stratach. Jednocześnie nie można wskazać procentowego udziału w głosach, gdyż
sprawy pozostające do decyzji wspólników, określone w umowie spółki, wymagają uzyskania jednomyślnej zgody w sprawach, które wyraźnie określa
umowa spółki, bądź też jednomyślnej uchwały wspólników w sprawie ustalenia procedury podejmowania decyzji w przypadkach pozostałych spraw,
nieokreślonych w umowie spółki.
Ponadto, na podstawie profesjonalnego osądu, Grupa oceniła, że posiadane inwestycje w Butadien Kralupy oraz w Rafinerię Gdańską stanowią wspólne
działanie, w związku z czym Grupa ujmuje przypadający jej udział (odpowiednio 51% w przypadku Butadien Kralupy i 70% w odniesieniu do Rafinerii
Gdańskiej) w aktywach, zobowiązaniach, przychodach i kosztach tych jednostek.
Ustalenia umowne dotyczące tych inwestycji wskazują, że strony umowy mają prawo do zasadniczo wszystkich korzyści ekonomicznych generowanych
przez aktywa spółek i są ich głównym źródłem przychodów zapewniających ciągłość funkcjonowania tych spółek.
Zobowiązanie stron umowy do zakupu całej produkcji Butadien Kralupy odzwierciedla wyłączną zależność tej spółki od stron w zakresie generowania
przepływów pieniężnych, co oznacza, że strony efektywnie mają obowiązek finansowania rozliczenia zobowiązań spółki.
W przypadku Rafinerii Gdańskiej, obowiązująca umowa processingowa przyznaje stronom umowy (procesorom), dostęp do zdolności produkcyjnych
rafinerii w Gdańsku oraz wyklucza możliwość wykorzystywania zdolności produkcyjnych rafinerii przez strony trzecie. Ponadto, na bazie podpisanej
umowy, procesorzy są zobowiązani do pokrywania kosztów stałych funkcjonowania rafinerii, nawet w okresie jej przestojów, więc zobowiązania
zaciągnięte przez Rafinerię Gdańską są pokrywane praktycznie wyłącznie przez przepływy pieniężne uzyskane od procesorów, co wskazuje na to, że
procesorzy mają zobowiązania wynikające ze zobowiązań Rafinerii Gdańskiej i są głównym źródłem przepływów pieniężnych przyczyniających się do
ciągłości działania tej spółki.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 65 / 141
Miejsce
prowadzenia
działalności
Podstawowa działalność
Segment
działalności
Udział w
kapitale
zakładowym
na 31.12.2022
Metoda
wyceny
wspólne przedsięwzięcia
Basell ORLEN Polyolefins Sp. z o.o. (BOP)
(PKN ORLEN)
Płock/Polska
produkcja, dystrybucja i
sprzedaż poliolefin
Petrochemia
50,00%
praw własności
Płocki Park Przemysłowo-Technologiczny
(PPPT) (PKN ORLEN)
Płock/Polska
budowa i wynajem nieruchomości
Funkcje
Korporacyjne
50,00%
praw własności
Pieridae Production GP Ltd
(Grupa ORLEN Upstream)
Calgary/Kanada
poszukiwanie i wydobycie kopalin,
magazynowanie, transport i logistyka
Wydobycie
50,00%
praw własności
Elektrownia Ostrołęka (Grupa ENERGA)
Ostrołęka/Polska
produkcja energii elektrycznej i
cieplnej
Energetyka
50,00%
praw własności
Baltic Power (PKN ORLEN)
Warszawa/Polska
budowa i eksploatacja morskich farm
wiatrowych
Energetyka
51,34%
praw własności
ORLEN Synthos Green Energy Sp. z o.o.
(PKN ORLEN)
Warszawa/Polska
komercjalizacja technologii mikro i
małych reaktorów jądrowych
Energetyka
50,00%
praw własności
Baltic Gas Sp z o.o. (LOTOS UPSTREAM)
Gdańsk/Polska
górnictwo ropy naftowej i gazu
ziemnego (działalność usługowa
wspomagająca eksploatację złóż ropy
naftowej i gazu ziemnego)
Wydobycie
50,00%
praw własności
Baltic Gas Sp. z.o.o. i wspólnicy Sp. k. (LOTOS
UPSTREAM)
Gdańsk/Polska
górnictwo ropy naftowej i gazu
ziemnego
Wydobycie
46,05%
praw własności
UAB Minijos Nafta (GK AB LOTOS Geonafta)
Gargżdai/Litwa
poszukiwanie i wydobycie ropy
naftowej
Wydobycie
50,00%
praw własności
Naftoport Sp. z o.o. (PKN ORLEN)
Gdańsk/Polska
przeładunki ropy naftowej i produktów
naftowych oraz ich tranzyt
Rafineria
26,92%
praw własności
EuRoPol GAZ S.A. (PKN ORLEN)
Warszawa/Polska
przesył gazu
Gaz
51,18%
praw własności
Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A.
(PKN ORLEN)
Stalowa Wola /
Polska
produkcja energii elektrycznej i
cieplnej
Energetyka
50,00%
praw własności
Zakład Separacji Popiołów Siekierki S.A.
(Grupa PGNiG Termika)
Warszawa/Polska
firma oczyszczająca popioły lotne
Energetyka
70,00%
praw własności
Jednostki stowarzyszone, w tym:
Polimex Mostostal S.A.
(PKN ORLEN i Grupa ENERGA)
Warszawa/Polska
firma inżynieryjno-budowlana,
generalny wykonawca w zakresie
budownictwa przemysłowego,
producent i eksporter konstrukcji
stalowych
Gaz
32,52%
praw własności
Zakład Wytwórczy Urządzeń
Gazowniczych "Intergaz" Sp z o.o.
(PKN ORLEN)
Tarnowskie
Góry/Polska
produkcja gazomierzy i reduktorów
ciśnienia gazu
Gaz
38,30%
praw własności
UAB Naftelf (Grupa Orlen Lietuva)
Wilno/Litwa
obrót paliwem lotniczym oraz budowa
magazynów
Rafineria
34,00%
praw własności
PFK GASKON S.A (PKN ORLEN)
Warszawa/Polska
doradztwo finansowe z obszaru
energetyki oraz obsługa
nieruchomości
Gaz
45,94%
praw własności
DEWON S.A. (PKN ORLEN)
Ukraina/Kijów
realizacja usług związanych
z wydobyciem gazu ziemnego,
rekonstrukcją odwiertów oraz
zagospodarowaniem i eksploatacją
złóż na Ukrainie.
Wydobycie
36,38%
praw własności
wspólne działania
Rafineria Gdańska S.A. (PKN ORLEN)
Gdańsk/Polska
przerób ropy naftowej, produkcjia
paliw i olei
Rafineria
70,00%
udział w
aktywach i
zobowiązaniach
Butadien Kralupy (Grupa ORLEN Unipetrol)
Kralupy nad
Vltavou/ Czechy
produkcja butadienu
Petrochemia
51,00%
udział w
aktywach i
zobowiązaniach
* Grupa posiada 78 mln akcji Polimex Mostostal o wartości nominalnej 2 PLN co stanowi około 32,5 % udziału w akcjonariacie tej spółki. Akcje Polimex Mostostal
są notowane na GPW. Wartość godziwa inwestycji na dzień 31 grudnia 2022 roku wyniosła 352 mln.
W ramach zrealizowanego połączenia z Grupą LOTOS i Grupą PGNIG zostały nabyte następujące inwestycje:
1. Wspólne przedsięwzięcia: Baltic Gas Sp. z o.o, Baltic Gas Sp. z o.o. i wspólnicy Sp. k., UAB Minijos Nafta, EuRoPol GAZ S.A.,
Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A., Zakład Separacji Popiołów Siekierki S.A.,
Na skutek połączenia z Grupą LOTOS udział PKN ORLEN w inwestycji w Naftoport wzrósł o 8,97%, w wyniku czego inwestycja
została sklasyfikowana jako wspólne przedsięwzięcie.
2. Jednostki stowarzyszone - Zakład Wytwórczy Urządzeń Gazowniczych "Intergaz" Sp. z o.o., PFK Gaskon S.A., DEWON S.A.
Dodatkowo na skutek połączenia z PGNIG wzrosło zaangażowanie w inwestycję w Polimex Mostostal do 32,52%
Działalność wydobywcza prowadzona przez ORLEN Upstream Canada Ltd była w dużej części prowadzona jako wspólne
działania (joint operations) na wszystkich obszarach działalności, tj. Ferrier, Kakwa, Kaybob, Lochend.
Grupa ORLEN Upstream wykazuje proporcjonalnie do swoich udziałów wartości aktywów, a także przychody i koszty z nimi
związane.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 66 / 141
Inwestycje wyceniane metodą praw własności
31/12/2022
31/12/2021
Wspólne przedsięwzięcia, w tym:
3 154
1 030
Basell ORLEN Polyolefins (PKN ORLEN)
673
715
EuRoPol GAZ (PKN ORLEN))
1 857
-
Baltic Power (PKN ORLEN)
322
281
ORLEN Synthos Green Energy (PKN ORLEN)
206
-
Naftoport (PKN ORLEN)
55
-
Płocki Park Przemysłowo-Technologiczny (PKN ORLEN)
34
34
Zaklad Separacji Popiolow Siekierki (Grupa PGNiG Termika)
7
Jednostki stowarzyszone, w tym:
288
95
Polimex Mostostal (PKN ORLEN i Grupa ENERGA)
269
89
Zakład Wytwórczy Urządzeń Gazowniczych "Intergaz" (PKN ORLEN)
11
-
UAB Naftelf (Grupa Orlen Lietuva)
8
6
3 442
1 125
Udział w wyniku jednostek wycenianych metodą praw własności
2022
2021
Wspólne przedsięwzięcia
255
598
Basell ORLEN Polyolefins (PKN ORLEN)
219
389
Elektrownia Ostrołęka (Grupa ENERGA) *
46
212
Naftoport (PKN ORLEN)
9
-
Baltic Gas i wspólnicy (LOTOS UPSTREAM)
(2)
-
ORLEN Synthos Green Energy (PKN ORLEN)
(4)
-
Baltic Power (PKN ORLEN)
(3)
(3)
EuRoPol GAZ (PKN ORLEN))
(10)
-
Jednostki stowarzyszone, w tym:
29
15
Polimex Mostostal (PKN ORLEN i Grupa ENERGA)
28
15
UAB Naftelf (Grupa Orlen Lietuva)
1
-
284
613
* Pozycja zawiera częściowe rozwiązanie rezerw dotyczących projektu budowy Elektrowni Ostrołęka C (Grupa ENERGA). Pierwotna wartość rezerw związanych z projektem Ostrołęka
C rozpoznana w ramach rozliczenia nabycia akcji ENERGA obejmowała szacunek zobowiązań inwestycyjnych wobec generalnego wykonawcy w związku z wstrzymaniem prac
budowlanych w elektrowni Ostrołęka C, jak również zobowiązania warunkowego dotyczącego ryzyka niewykonania obowiązku mocowego wynikającego z zawartych umów mocowych
i wynosiła 259 mln PLN. Częściowe rozwiązanie rezerw nastąpiło w roku 2021 w wysokości 212 mln PLN, związku z podpisaniem w roku 2021 roku dokumentów dotyczących
rozliczenia projektu węglowego w ramach projektu Ostrołęka C oraz realizacji projektu gazowego w Ostrołęce, w tym w szczególności zawarcia porozumienia z generalnym wykonawcą
określającego zasady i warunki rozliczenia prac wykonanych przy realizacji projektu w formule bloku węglowego, poprzedzających jego zawieszenie oraz po okresie zawieszenia do
wdrożenia decyzji o zmianie technologii i określeniu przedmiotu inwestycji, jako budowy elektrowni gazowo–parowej. W roku 2022 rozwiązano pozostałą wartość rezerwy w wysokości
47 mln PLN na skutek uiszczenia i rozliczenia całości kwot należnych generalnemu wykonawcy.
Skrócone informacje finansowe wspólnego przedsięwzięcia Grupy Basell ORLEN Polyolefins
31/12/2022
31/12/2021
Aktywa trwałe
755
746
Aktywa obrotowe
1 478
1 779
środki pieniężne
247
150
pozostałe aktywa obrotowe
1 231
1 629
Aktywa razem
2 233
2 525
Kapitał własny razem
1 366
1 454
Zobowiązania długoterminowe
21
48
Zobowiązania krótkoterminowe, w tym:
846
1 023
zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
784
975
Zobowiązania razem
867
1 071
Pasywa razem
2 233
2 525
Dług netto
(247)
(150)
Aktywa netto
1 366
1 454
Udział Grupy we wspólnym przedsięwzięciu (50%)
683
727
Eliminacja niezrealizowanych zysków i strat
(10)
(12)
Inwestycje we wspólnym przedsięwzięciu wycenianym metodą praw własności
673
715
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 67 / 141
2022
2021
Przychody ze sprzedaży
5 509
3 997
Koszt własny sprzedaży, w tym:
(4 812)
(2 942)
amortyzacja
(70)
(79)
Zysk brutto na sprzedaży
697
1 055
Koszty sprzedaży
(148)
(91)
Koszty ogólnego zarządu
(23)
(22)
Pozostałe przychody i koszty operacyjne netto
6
13
Zysk z działalności operacyjnej
532
955
Przychody i koszty finansowe netto
3
(9)
Zysk przed opodatkowaniem
535
946
Podatek dochodowy
(102)
(179)
Zysk netto
433
767
Całkowite dochody netto
433
768
Dywidendy otrzymane od wspólnego przedsięwzięcia
260
321
Zysk netto
433
767
Udział Grupy we wspólnym przedsięwzięciu (50%)
217
384
Eliminacja niezrealizowanych zysków i strat
2
5
Udział Grupy w wyniku wspólnego przedsięwzięcia wycenianego metodą praw własności
219
389
Skrócone informacje finansowe wspólnego przedsięwzięcia Baltic Power Sp. z o.o.
31/12/2022
31/12/2021
Aktywa trwałe
393
243
Aktywa obrotowe
172
218
środki pieniężne
144
168
pozostałe aktywa obrotowe
28
50
Aktywa razem
565
461
Kapitał własny razem
492
412
Zobowiązania długoterminowe, w tym:
6
-
Pozostałe zobowiązania długoterminowe
6
-
Zobowiązania krótkoterminowe, w tym:
67
49
zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
67
49
Zobowiązania razem
73
49
Pasywa razem
565
461
Dług netto
(144)
(168)
Aktywa netto
492
412
Udział Grupy we wspólnym przedsięwzięciu (51,34%)
253
212
Wartość firmy
69
69
Inwestycje we wspólnym przedsięwzięciu wycenianym metodą praw własności
322
281
Skrócone informacje finansowe wspólnego przedsięwzięcia EuRoPol GAZ S.A
31/12/2022
(niebadane)
Aktywa trwałe
592
Aktywa obrotowe
3 237
środki pieniężne
3 038
pozostałe aktywa obrotowe
199
Aktywa razem
3 829
Kapitał własny razem
3 628
Zobowiązania długoterminowe, w tym:
16
rezerwy
9
Zobowiązania krótkoterminowe, w tym:
185
zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
167
rezerwy
18
Zobowiązania razem
201
Pasywa razem
3 829
Dług netto
(3 038)
Aktywa netto
3 628
Udział Grupy we wspólnym przedsięwzięciu (51,18%)
1 857
Inwestycje we wspólnym przedsięwzięciu wycenianym metodą praw własności
1 857
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 68 / 141
2022
(niebadane)
Przychody ze sprzedaży
42
Koszt własny sprzedaży, w tym:
(130)
amortyzacja
(62)
Zysk brutto na sprzedaży
(88)
Koszty ogólnego zarządu
(25)
Zysk z działalności operacyjnej
(113)
Przychody i koszty finansowe netto
61
Zysk przed opodatkowaniem
(52)
Podatek dochodowy
32
Zysk netto
(20)
Całkowite dochody netto
(22)
Zysk netto
(20)
Udział Grupy we wspólnym przedsięwzięciu (51,18%)
(10)
Udział Grupy w wyniku wspólnego przedsięwzięcia wycenianego metodą praw własności
(10)
Skrócone informacje finansowe jednostki stowarzyszonej Polimex-Mostostal S.A. (PKN ORLEN i Grupa ENERGA)
Warunki podpisanej w 2017 roku umowy inwestycyjnej dają Grupie możliwość wpływu na politykę finansową i operacyjną Polimex-
Mostostal jak również ustalania składu organów tej spółki, co przekłada się na posiadanie przez Grupę znaczącego wpływu. W
związku z powyższym udział w spółce Polimex-Mostostal został zaklasyfikowany jako jednostka stowarzyszona wyceniana metodą
praw własności.
W związku z połączeniem z Grupą PGNiG udział Grupy w akcjonariacie Polimex-Mostostal wzrósł do 32,52%.
31/12/2022
(niebadane)
30/09/2021
(niebadane)
Aktywa trwałe
675
431
Aktywa obrotowe
2 150
1 592
środki pieniężne
747
669
pozostałe aktywa obrotowe
1 403
923
Aktywa razem
2 825
2 023
Zobowiązania długoterminowe
263
225
Zobowiązania krótkoterminowe
1 620
1 260
Zobowiązania razem
1 883
1 485
Pasywa razem
2 825
2 023
Aktywa netto
942
538
Udział Grupy w aktywach netto jednostki stowarzyszonej (32,52%)
306
89
Korekty dostosowawcze
(37)
-
Inwestycje w jednostce stowarzyszonej
269
89
2022
(niebadane)
9 MIESIĘCY
ZAKOŃCZONE
30/09/2021
(niebadane)
Przychody ze sprzedaży
4 170
1 588
amortyzacja
44
27
Przychody i koszty finansowe netto
(4)
(11)
Zysk przed opodatkowaniem
185
84
Podatek dochodowy
(36)
(15)
Zysk netto
149
69
Zysk netto
149
69
Udział Grupy w jednostce stowarzyszonej (32,52%)
48
11
Korekty dostosowawcze
(20)
4
Udział Grupy w wyniku jednostki stowarzyszonej
28
15
Istotne ograniczenia dotyczące możliwości transferu środków do Grupy z tytułu udziałów we wspólnych przedsięwzięciach
Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A. (ECSW) jest spółką celową utworzona w 2010 roku z inicjatywy Tauron Polska Energia S.A. oraz
byłej spółki PGNiG S.A., w ramach której została zrealizowana inwestycja budowy bloku gazowo-parowego w Stalowej Woli oddana do
eksploatacji w dniu 30 września 2020 roku. Na dzień 31 grudnia 2022 roku ECSW posiada podpisane umowy pożyczki z Bankiem
Gospodarstwa Krajowego (BGK) oraz byłą spółką PGNiG S.A. oraz umowę podporządkowania z byłą spółką PGNiG S.A., PGNiG
Termika S.A., Tauron Polska Energia S.A., Tauron Wytwarzanie S.A. i BGK, w których występują ograniczenia dotyczące możliwości
transferów środków. W szczególności ECSW nie może:
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 69 / 141
ogłosić ani wypłacić żadnego wynagrodzenia, dywidendy, opłaty ani innej wypłaty wynikającej z podziału zysków (czy też odsetek od
niewypłaconego wynagrodzenia, dywidendy, opłaty bądź innej wypłaty wynikającej z podziału zysków, w gotówce czy też w formie
rzeczowej) z tytułu posiadanych akcji;
spłacić ani podzielić dywidendy bądź kwot niepodzielonych zysków, do czasu spłaty pożyczki na rzecz BGK oraz PKN ORLEN (jako
następcy prawnego PGNiG) (zadłużenia senioralnego), której data spłaty przypada na 14 czerwca 2030 roku.
Wartość inwestycji w spółce ECSW na dzień 31 grudnia 2022 roku wynosi zero.
14.4. Utrata wartości rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, wartości firmy i aktywów z tytułu praw
do użytkowania
WYBRANE ZASADY RACHUNKOWOŚCI
Utrata wartości rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, wartości firmy, aktywów z tytułu praw do użytkowania
Na koniec okresu sprawozdawczego Grupa ocenia, czy istnieją przesłanki wskazujące na to, że mogła nastąpić utrata wartości lub odwrócenie odpisu
aktualizującego któregoś ze składników aktywów lub ośrodka wypracowującego środki pieniężne (tzw. CGU – cash generating unit).
W przypadku występowania przesłanek, że mogła nastąpić utrata wartości, przeprowadzany jest test na utratę wartości, w ramach którego Grupa szacuje
wartość odzyskiwalną tego składnika aktywów lub CGU poprzez ustalenie wartości godziwej pomniejszonej o koszty doprowadzenia do sprzedaży lub
wartości użytkowej z zastosowaniem właściwej stopy dyskonta, w zależności od tego, która z nich jest wyższa.
Ośrodek wypracowujący środki pieniężne, do którego została przypisana wartość firmy, corocznie poddaje się testom na utratę wartości, a także wówczas,
gdy istnieją przesłanki wskazujące na utratę jego wartości.
Wartość odzyskiwalna ustalana jest na poziomie CGU, do którego dany składnik aktywów należy. Aktywa, które samodzielnie nie generują przepływów
pieniężnych, grupuje się na najniższym poziomie, na jakim powstają przepływy pieniężne niezależne od przepływów z innych aktywów (CGU).
Utworzenie i odwrócenie odpisów aktualizujących wartość rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych i aktywów z tytułu praw do użytkowania
ujmuje się w pozostałych kosztach operacyjnych i pozostałych przychodach operacyjnych.
Odpisy z tytułu utraty wartości dotyczące wartości firmy są ujmowane w ramach pozostałych kosztów operacyjnych i nie podlegają odwróceniu.
SZACUNKI I OSĄDY
Utrata wartości rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, wartości firmy, aktywów z tytułu praw do użytkowania
Grupa przeprowadziła testy pod kątem utraty wartości aktywów w oparciu o modele zdyskontowanych przepływów pieniężnych. Założenia przyjęte w
modelach w odniesieniu do kształtowania się przyszłych oczekiwanych przepływów pieniężnych, jak również sposób kalkulacji stóp dyskonta, to
najbardziej istotne obszary szacunków. W opracowanych scenariuszach kształtowania się przyszłych oczekiwanych przepływów pieniężnych krytyczne
założenia dotyczyły przede wszystkim prognoz co do kluczowych parametrów makroekonomicznych, w tym szacunku prawdopodobieństwa wpływu cen
praw do emisji CO
2
na przychody ze sprzedaży produktów.
Istotnym osądem przyjętym przez Zarząd PKN ORLEN było przypisanie wag prawdopodobieństwa dla poszczególnych scenariuszy
makroekonomicznych. Analizę scenariuszową zastosowano do wyceny aktywów segmentu rafineryjnego i petrochemicznego w PKN ORLEN, ORLEN
Unipetrol i ORLEN Lietuva.
Na dzień 31 grudnia 2022 roku Grupa ORLEN zidentyfikowała przesłanki do przeprowadzenia testów na utratę wartości aktywów
zgodnie z MSR 36 „Utrata wartości aktywów” związane ze:
- zmianą otoczenia makroekonomicznego w 2022 roku,
- wzrostem stóp dyskonta wynikającym z podwyżki referencyjnych stóp procentowych,
- przyjęciem w dniu 27 stycznia 2023 roku Planu Finansowego PKN ORLEN i Grupy ORLEN na rok 2023,
- aktualizacją w dniu 27 lutego 2023 roku Strategii Grupy ORLEN do 2030 roku.
14.4.1 Stopa dyskonta
Grupa ORLEN określa stopy dyskonta indywidualne dla każdego zdefiniowanego ośrodka wypracowującego środki pieniężne (Cash
Generating Unit CGU) wykorzystując tzw. model CAPM – Capital Asset Pricing Model. Dla każdego CGU na dzień przeprowadzenia
testów na utratę wartości, tj. na 31 grudnia 2022 roku zostały uwzględnione ryzyka rynkowe specyficzne dla kraju i segmentu
działalności, tak by odzwierciedlić bieżącą na dzień bilansowy rynkową ocenę wartości pieniądza w czasie oraz ryzyko wiążące się z
daną grupą aktywów odpowiadającą zwrotowi, jakiego wymagaliby inwestorzy podejmując decyzje o inwestycji, która generowałaby
przepływy pieniężne w wysokości, terminach i rodzaju ryzyka odpowiadające przepływom, jakie Grupa oczekuje uzyskać z danego
CGU.
W ramach przeprowadzanych testów na utratę wartości na dzień 31 grudnia 2022 roku Grupa ORLEN zastosowała zmienne stopy
dyskonta uwzględniające przewidywane zmiany oprocentowania 10-letnich obligacji rządowych dla krajów objętych analizą.
Podejście to ma na celu odzwierciedlenie przewidywanego w kolejnych latach obniżenia poziomu stopy wolnej od ryzyka,
wynikającego m.in. z prognoz spadku wskaźnika inflacji.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 70 / 141
Oszacowane przez Grupę ORLEN główne stopy dyskonta po opodatkowaniu na dzień 31 grudnia 2022 roku w latach 2023-2028
kształtowały się następująco (dla kolejnych lat zastosowano stałą stopę dyskonta obliczoną dla roku 2028):
Kraj
Segment / CGU
2023
2024
2025
2026
2027
2028+
Beta
nielawerowana
D/E
Polska
Rafineria
11,52%
11,90%
12,00%
11,96%
11,84%
9,60%
87,42%
58,32%
Polska
Petrochemia
10,61%
10,99%
11,10%
11,05%
10,93%
8,64%
57,76%
37,01%
Polska
Detal
9,74%
10,12%
10,22%
10,18%
10,06%
7,81%
57,02%
53,89%
Polska
Processing
7,69%
8,05%
8,15%
8,11%
7,99%
5,80%
23,73%
87,50%
Polska
Wydobycie poszukiwawcze
11,40%
11,77%
11,88%
11,83%
11,71%
9,47%
74,62%
58,32%
Polska
Wydobycie zagospodarowanie
10,77%
11,14%
11,24%
11,20%
11,08%
8,84%
74,62%
58,32%
Polska
Wiercenia poszukiwawcze
13,68%
14,06%
14,17%
14,13%
14,00%
11,69%
119,01%
27,36%
Polska
ENERGA_Ciepło
8,89%
9,26%
9,37%
9,32%
9,20%
6,95%
38,94%
50,00%
Polska
ENERGA_OZE
9,36%
9,73%
9,83%
9,79%
9,67%
7,47%
43,43%
87,48%
Polska
Transport
11,04%
11,41%
11,52%
11,47%
11,35%
9,09%
78,00%
46,45%
Czechy
Rafineria
11,13%
9,80%
9,91%
9,97%
9,98%
7,62%
87,42%
58,32%
Czechy
Petrochemia
10,24%
8,88%
8,99%
9,06%
9,07%
6,66%
57,76%
37,01%
Czechy
Detal
9,38%
8,05%
8,16%
8,22%
8,23%
5,86%
57,02%
53,89%
Litwa
Rafineria
11,44%
10,84%
10,42%
10,45%
10,50%
9,70%
87,42%
58,32%
Norwegia
Wydobycie zagospodarowanie
7,27%
7,19%
7,13%
7,16%
7,22%
6,79%
74,62%
58,32%
Pakistan
Zagospodarowanie i eksploatacja złóż
23,63%
23,03%
22,62%
22,64%
22,69%
21,90%
106,82%
26,35%
Stopy dyskonta na dzień 31 grudnia 2022 roku dla określenia wartości użytkowych wyliczone zostały z zastosowaniem metody spółek
porównywalnych jako średnioważony koszt zaangażowania kapitału własnego i obcego. Źródła wskaźników makroekonomicznych
niezbędnych do oszacowania kosztu kapitału i kosztu długu jak np. beta i D/E stanowiły serwis Bloomberg i publikacje prof. Aswatha
Damodarana (źródło: http://pages.stern.nyu.edu), oraz dla zakresu działalności Grupy ENERGA publikacje Urzędu Regulacji
Energetyki oraz notowania 10-letnich obligacji rządowych dostępne na dzień 31 grudnia 2022 roku.
Dla pierwszych 5-ciu lat zastosowana stopa dyskonta uwzględnia zmienną stopę wolną od ryzyka oszacowaną na podstawie krzywej
rentowności obligacji 10-letnich.
Od roku 2028 stopa wolna od ryzyka została oszacowana jako suma celu inflacyjnego dla danego kraju oraz średniej z lat 2007-2020
spreadu pomiędzy historyczną dochodowością obligacji 10-letnich a historyczną inflacją odpowiednio dla danego kraju.
Tym samym zastosowane stopy dyskonta uwzględniają wpływ prognozowanych poziomów stóp procentowych na testy utraty
wartości.
Wskaźnik premii za ryzyko rynku został oszacowany na podstawie publikacji prof. Aswatha Damodarana (źródło:
http://pages.stern.nyu.edu) oraz dostępnych publikacji instytucji finansowych.
Stopy dyskonta na dzień 31 grudnia 2022 roku dla określenia wartości godziwej pomniejszonej o koszty doprowadzenia do sprzedaży
aktywów wydobywczych w Kanadzie ustalono indywidulanie dla każdego obszaru i wynosiły one od 13% do 17,6%.
Oszacowane przez Grupę ORLEN główne stopy dyskonta po opodatkowaniu na dzień 31 grudnia 2021 roku kształtowały się
następująco:
Kraj
Segment / CGU
Stopa
dyskonta
nominalna
Beta
nielewarowana
Koszt kapitału
własnego
Koszt długu po
opodatkowaniu
D/E
Polska
Rafineria
8,09%
87,32%
10,13%
3,84%
48,19%
Polska
Petrochemia
7,65%
74,14%
9,02%
3,84%
36,20%
Polska
Detal
7,07%
80,97%
8,52%
3,84%
45,11%
Polska
Wydobycie_OUP
8,19%
89,26%
10,16%
3,84%
45,11%
Polska
Energetyka Produkcyjna i Przemysłowa
6,64%
55,00%
8,62%
3,84%
70,90%
Czechy
Rafineria
7,41%
87,32%
9,41%
3,25%
48,19%
Czechy
Petrochemia
6,96%
74,14%
8,30%
3,25%
36,20%
Czechy
Detal
6,36%
80,97%
7,76%
3,25%
45,11%
Litwa
Rafineria
6,14%
87,32%
7,76%
2,78%
48,19%
Litwa
Detal
5,83%
80,97%
7,20%
2,78%
45,11%
Niemcy
Detal
3,18%
80,97%
4,34%
0,60%
45,11%
Polska
ENERGA_Grupa
6,72%
47,55%
9,25%
3,84%
87,65%
Polska
ENERGA_Dystrybucja
5,60%
40,00%
7,36%
3,84%
100,00%
Polska
ENERGA_Ciepło
6,23%
47,64%
7,42%
3,84%
50,00%
Polska
ENERGA_OZE
6,30%
45,48%
8,87%
3,84%
104,70%
Polska
ENERGA_Sprzedaż
8,15%
59,31%
11,35%
3,84%
74,35%
Polska
ENERGA_Wytwarzanie węgiel
7,73%
55,27%
8,50%
3,84%
20,00%
Stopy dyskonta na dzień 31 grudnia 2021 roku dla określenia wartości użytkowych wyliczone zostały z zastosowaniem metody spółek
porównywalnych jako średnioważony koszt zaangażowania kapitału własnego i obcego. Źródła wskaźników makroekonomicznych
niezbędnych do oszacowania kosztu kapitału i kosztu długu jak np. beta i D/E stanowiły serwis Bloomberg i publikacje prof. Aswatha
Damodarana (źródło: http://pages.stern.nyu.edu), oraz dla zakresu działalności Grupy ENERGA publikacje Urzędu Regulacji
Energetyki oraz notowania 10-letnich obligacji rządowych dostępne na dzień 31 grudnia 2021 roku. Wskaźnik premii za ryzyko rynku
został oszacowany na podstawie publikacji prof. Aswatha Damodarana (źródło: http://pages.stern.nyu.edu) oraz dostępnych publikacji
instytucji finansowych.
Stopy dyskonta na dzień 31 grudnia 2021 roku dla określenia wartości godziwej pomniejszonej o koszty doprowadzenia do sprzedaży
aktywów wydobywczych w Kanadzie ustalono indywidulanie dla każdego obszaru i wynosiły one od 11% do 16,4%.
14.4.2 Główne założenia przyjęte w testach na utratę wartości aktywów na dzień 31 grudnia 2022 roku
Testy na utratę wartości aktywów zostały przeprowadzone w oparciu o przyszłe oczekiwane przepływy pieniężne netto, opracowane
na bazie (a) założeń makroekonomicznych i projekcji wyników finansowych ujętych w Planie Finansowym PKN ORLEN i Grupy
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 71 / 141
ORLEN na rok 2023, (b) zaktualizowanych długoterminowych założeń: cen ropy, notowań głównych produktów rafineryjnych i
petrochemicznych - na podstawie IHS Markit, cen gazu - w oparciu o krzywe forward dla TGE (Towarowa Giełda Energii) i THE
(Trading Hub Europe) oraz projekcje IHS Markit, cen energii elektrycznej, praw do emisji CO
2
- opartych na danych KOBIZE(Krajowy
Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami), (c) raportów rezerw lub oceny służb technicznych, odpowiedzialnych za eksploatację
złóż - dla aktywów segmentu Wydobycie, oraz (d) uwzględnienia głównych czynników klimatycznych i polityki transformacji
energetycznej takich jak rosnące ceny CO
2
, redukcja emisji CO
2
i wymagane nakłady inwestycyjne dla poszczególnych CGU, wpływ
cen praw do emisji CO
2
na przychody ze sprzedaży produktów.
Przepływy pieniężne netto zostały zdyskontowane do ich wartości bieżącej przy zastosowaniu stóp dyskonta odzwierciedlających
bieżące rynkowe oszacowania wartości pieniądza w czasie oraz ryzyka typowe dla wycenianych aktywów.
Główne założenia makro przyjęte do testów na utratę wartości na dzień 31 grudnia 2022 roku.
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
Brent
USD/bbl
94,86
88,50
88,00
91,00
93,40
94,38
95,96
97,91
99,89
101,87
103,93
Gaz ziemny
EUR/MWh
131,02
84,85
65,13
49,56
45,58
44,67
42,79
41,23
37,08
33,42
30,97
marża benzyny
USD/t
228,71
184,37
182,56
188,04
193,93
200,18
205,36
204,53
204,80
204,69
205,14
marża ON
USD/t
223,82
112,24
97,63
104,88
109,08
114,56
118,62
117,02
116,48
117,07
118,29
marża nafta
USD/t
94,86
101,49
108,60
117,54
127,77
133,91
136,72
141,00
147,31
150,83
154,42
marża Etylen
EUR/t
691,54
587,84
603,43
625,10
638,81
652,97
663,94
674,72
684,72
689,71
694,72
marża Propylen
EUR/t
623,57
480,84
502,43
540,10
577,81
601,97
627,94
643,72
653,72
663,71
668,72
Prawa do emisji CO
2
EUR/t
70,00
99,00
107,00
112,00
117,00
122,00
127,00
132,00
137,00
142,00
147,00
Po okresie prognozy zastosowano ekstrapolację przepływów uwzględniającą długoterminowy wskaźnik inflacji dla poszczególnych
krajów.
Główne założenia makro przyjęte do testów na utratę wartości na dzień 31 grudnia 2021 roku.
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Brent
USD/bbl
77,50
65,48
65,79
66,61
67,44
68,88
70,62
72,53
74,77
Gaz ziemny
EUR/MWh
75,87
46,10
28,66
25,09
22,81
22,81
22,81
21,67
21,67
marża benzyny
USD/t
150,73
141,87
142,56
137,20
141,60
144,75
151,65
155,76
159,18
marża ON
USD/t
88,17
77,09
82,98
88,66
94,78
99,52
102,32
105,45
107,92
marża nafta
USD/t
65,04
63,26
66,80
72,38
78,77
85,51
93,88
98,72
101,95
marża Etylen
EUR/t
524,69
531,41
547,84
563,44
580,09
598,81
612,96
628,93
644,72
marża Propylen
EUR/t
486,68
493,41
515,84
517,44
535,09
557,81
581,96
597,93
608,72
Prawa do emisji CO
2
EUR/t
80,00
81,00
82,00
84,00
86,00
88,00
90,00
90,00
90,00
Po okresie prognozy zastosowano ekstrapolację przepływów uwzględniającą długoterminowy wskaźnik inflacji dla poszczególnych
krajów.
Przepływy pieniężne netto zaplanowane dla aktywów segmentu Rafineria i segmentu Petrochemia
Grupa ORLEN przeprowadziła testy na utratę wartości aktywów segmentu Rafineria i segmentu Petrochemia wykorzystując metodę
zdyskontowanych przyszłych przepływów pieniężnych z działalności operacyjnej (wartość użytkowa).
Źródłem długoterminowych prognoz makroekonomicznych dla aktywów rafineryjnych i petrochemicznych jest IHS Markit oraz inne
źródła pomocnicze (krzywe terminowe, predykcje banków, analizy agencji rządowych) a także analizy i opinie ekspertów w GK ORLEN
uwzględniające następujące założenia:
- Według prognoz IHS, ropa naftowa nadal pozostanie głównym źródłem energii, a maksymalne zużycie nastąpi w roku 2030.
Podobnie dla produktów rafineryjnych szczyt popytu przypadnie na rok 2030. Powodem będzie postępująca transformacja
energetyczna (paliwa alternatywne, zmiana napędu pojazdów, innowacje technologiczne).
- Oczekuje się, że w średnim okresie podaż na rynku ropy będzie stopniowo spadać, a ceny surowca będą wspierane przez
utrzymujące się niedobory gazu ziemnego.
- Nowe moce rafineryjne będą powstawać przede wszystkim w Azji i na Bliskim Wschodzie, w mniejszym stopniu w Ameryce
Łacińskiej i Afryce.
- Rosnące prognozy notowań Brent dtd są skutkiem inwazji Rosji na Ukrainę.
- Zgodnie z prognozą IHS Brent dtd osiągnie poziom 95 USD/bbl w 2023 roku. W latach 2024-2025 cena ropy Brent dtd oscylować
będzie na poziomie 88 USD/bbl. Dla kolejnych lat przewiduje się wzrost do poziomu 104 USD/bbl w roku 2033.
- Marża dla benzyn (różnica między notowaniem produktu a ceną ropy Brent dtd) w roku 2023 osiągnie poziom 229 USD/t w
związku z przewidywanym niższym importem produktu głównie ze wschodu. W roku 2025 spadnie do 182 USD/t, a w kolejnych
latach będzie stopniowo rosnąć do poziomu 205 USD/t w roku 2033.
- Prognozowany poziom 224 USD/t dla marży na ON (różnica między notowaniem produktu a ceną ropy Brent dtd) w 2023 roku
spowodowany jest przewidywanym spadkiem dostępności produktów importowanych z Rosji ze względu na sankcje. Spodziewa
się, że marża na ON w roku 2024 wynosić będzie 112 USD/t a w roku 2025 przewiduje się spadek do 98 USD/t. Od roku 2026
oczekuje się, że marża będzie stopniowo rosnąć do poziomu 118 USD/t w roku 2033. Główną przyczyną będzie wzrost popytu w
regionie Azji i Pacyfiku.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 72 / 141
- Prognozy marż na nafcie (różnica między notowaniem produktu a ceną ropy Brent dtd) systematycznie rosną ze względu na
wzrost popytu na produkty petrochemiczne a tym samym zwiększone zapotrzebowanie na naftę. Oczekuje się, że w dłuższej
perspektywie ceny nafty wzrosną w stosunku do benzyny, ponownie stając się kluczowym surowcem petrochemicznym. Zakłada
się stabilny wzrost marży na nafcie z poziomu 95 USD/t w roku 2023 do 154 USD/t w roku 2033.
- W roku 2023 spread na Etylenie vs Nafta (różnica między notowaniem Etylenu a notowaniem Nafty) założono na poziomie 691
EUR/t, w roku 2033 na poziomie 695 EUR/t. Chiny pozostaną dominującym producentem i konsumentem etylenu. Ameryka
Północna, która stoi przed końcem swojej ogromnej fali inwestycji petrochemicznych, będzie odpowiadać za około 20% nowej
produkcji i popytu na etylen.
- W roku 2023 spread na Propylenie vs Nafta (różnica między notowaniem Propylenu a notowaniem Nafty) założono na poziomie
623 EUR/t, w roku 2033 na poziomie 669 EUR/t. Oczekuje się, że w ciągu najbliższych lat popyt na propylen powróci do
historycznego trendu wzrostu, napędzany dalszym rozwojem gospodarczym gęsto zaludnionych regionów, takich jak Chiny i Indie.
- Prognozowana cena praw do emisji CO
2
zgodnie z założeniami przyjętymi w Grupie ORLEN.
- W przepływach finansowych do testów na utratę wartości uwzględniono stopniowy plan redukcji emisji CO
2
do poziomu -25% w
roku 2030 - zgodnie ze Strategią Dekarbonizacji Grupy ORLEN.
- Zakłada się wejście regulacji Komisji Europejskiej dotyczącej funkcjonowania granicznego podatku węglowego tzw. CBAM
(carbon border adjustment mechanism).
- Uwzględniono ograniczoną dostępność ropy naftowej z kierunku rosyjskiego.
- Nakłady inwestycyjne o charakterze odtworzeniowym na poziomie zapewniającym utrzymanie zdolności produkcyjnych
istniejących aktywów trwałych oraz nakłady niezbędne do osiągnięcia zaplanowanego poziomu redukcji emisji CO
2
. Dodatkowo
ze względu na istotny poziom zaawansowania uwzględniono również inwestycje rozwojowe w toku: w segmencie Rafineria:
instalacja Visbreakingu, Budowa instalacji HVO – w PKN ORLEN; Bottom of the Barrel w Litwie oraz w segmencie Petrochemia:
Kompleks Olefin III i PE IV w PKN ORLEN.
Grupa ORLEN przeprowadziła testy na utratę wartości głównych aktywów produkcyjnych w oparciu o analizę scenariuszową. Dla CGU
Rafineria (PKN ORLEN, ORLEN Lietuva, ORLEN Unipetrol) i CGU Petrochemia (PKN ORLEN, ORLEN Unipetrol) zdefiniowano trzy
scenariusze: bazowy, pesymistyczny i optymistyczny. Scenariusz bazowy opiera się bezpośrednio na głównych założeniach
makroekonomicznych z Planu Finansowego 2023 i aktualizacji prognoz makroekonomicznych na lata 2023-2033 uwzględniających
powyżej opisane założenia. Scenariusze pesymistyczny i optymistyczny zostały zbudowane na jednym odchyleniu standardowym
historycznej Marży Downstream dla lat 2012-2021 oraz na szacowanym prawdopodobieństwie wpływu cen praw do emisji CO
2
na
przychody ze sprzedaży produktów rafineryjnych i petrochemicznych.
Dla każdego ze scenariuszy ustalono wagi prawdopodobieństwa na bazie rozkładu normalnego i oceny eksperckiej, w każdym przypadku
przypisując większe prawdopodobieństwo zmaterializowania się scenariusza negatywnego niż pozytywnego, dla zachowania
konserwatywnego podejścia.
Przepływy pieniężne netto zaplanowane dla aktywów segmentu Energetyka
Grupa ORLEN testy na utratę wartości głównych aktywów energetycznych przeprowadziła wykorzystując metodę dochodową w
oparciu o zdyskontowaną wartość szacowanych przepływów z działalności operacyjnej (wartość użytkowa), z uwzględnieniem m.in.
następujących założeń:
- Założenia makroekonomiczne stosowane w Grupie ORLEN w zakresie dedykowanych dla źródeł cen energii elektrycznej, ceny
węgla kamiennego i gazu ziemnego, stawek rynku mocy dla rynku polskiego. W zakresie cen biomasy zastosowano prognozy
Spółek Grupy ORLEN wykorzystujących ten surowiec.
- Prognozy cen energii przygotowano w oparciu o metodę krótkookresowych kosztów krańcowych dla kalkulowania godzinowych
cen energii elektrycznej. Dla każdej godziny model określa grupę jednostek wytwórczych o najniższych kosztach zmiennych z
uwzględnieniem priorytetów dla energii elektrycznej z jednostek cieplnych oraz energii elektrycznej z OZE.
- Prognozowana cena praw do emisji CO
2
zgodnie z założeniami przyjętymi w Grupie ORLEN.
- Ilość darmowych uprawnień do emisji CO
2
zgodnie z wykazem opublikowanym przez Ministra Środowiska RP na lata 2021-2025.
- Nakłady inwestycyjne o charakterze odtworzeniowym na poziomie zapewniającym utrzymanie zdolności produkcyjnych
istniejących aktywów trwałych, w tym nakłady na dostosowanie poziomów emisji przemysłowych do wymogów Dyrektywy
Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 roku, w sprawie emisji przemysłowych oraz decyzji
wykonawczej Komisji UE 2021/2326 w sprawie konkluzji najlepszych dostępnych technik (BAT) opublikowanej dnia 30 listopada
2021 roku.
- Utrzymanie wsparcia dla produkcji z istniejących odnawialnych źródeł energii w postaci przychodu z praw majątkowych oraz
uwzględnienie dla części instalacji wygranych aukcji na sprzedaż energii elektrycznej z odnawianych źródeł energii i przychodu z
mechanizmu FIT/FIP, zgodnie z Ustawą z dnia 20 lutego 2015 roku o odnawialnych źródłach energii wraz z jej późniejszymi
zmianami (Dz.U. z 2017 poz. 1148).
- Przychody z rynku mocy zgodne z przepisami Ustawy z dnia 8 grudnia 2017 roku o rynku mocy, z późniejszymi zmianami (Dz. U.
z 2021 r. poz. 1854, z 2022 r. poz. 2243), przy czym stawki zostały przyjęte na podstawie przeprowadzonych i wygranych w latach
2018-2022 aukcji oraz dla lat wykraczających poza zakontraktowany okres – na podstawie ścieżek cenowych (ceny wieloletnich
kontraktów mocowych są corocznie waloryzowane zgodnie z regulacjami rynku mocy).
- Oszacowanie wpływu pakietu regulacji mających na celu przeciwdziałanie nadmiernemu wzrostowi cen energii elektrycznej i
wprowadzające szereg rozwiązań, dotyczących przedsiębiorstw energetycznych oraz odbiorców energii elektrycznej, takich jak:
(a) zasady mrożenia cen energii elektrycznej z taryf zatwierdzonych w 2022 roku, (b) limity zużycia energii elektrycznej dla
odbiorców indywidualnych w 2023 roku, (c) zasady stosowania tzw. cen maksymalnych, (d) zasady obliczania odpisów na
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 73 / 141
Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny przez wytwórców energii elektrycznej oraz spółki obrotu, a także (e) zasady przyznawania i
rozliczania rekompensat z Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny dla spółek obrotu z tytułu stosowania tzw. cen maksymalnych.
Kluczowe akty prawne wchodzące w skład wskazanego powyżej pakietu regulacji to:
• ustawa z dnia 7.10.2022 r. o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 r. w
związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej, z późn. zm. (Dz. U. z 2022 r. poz. 2127, 2243, 2687),
• ustawa z dnia 27.10.2022 r. o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej
oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 r., z późn. zm. (Dz. U. z 2022 r. poz. 2243, 2687),
• rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 8.11.2022 r. w sprawie sposobu obliczania limitu ceny (Dz. U. z 2022 r. poz. 2284),
• rozporządzenie z dnia 9.12.2022 r. zmieniające rozporządzenie w sprawie sposobu obliczania limitu ceny (Dz. U. z 2022 r.
poz. 2631).
- Długość prognoz finansowych poszczególnych CGU określona została w taki sposób, aby przepływy pieniężne służące do
kalkulacji wartości rezydualnej były jak najbardziej zbliżone do spodziewanych przepływów w latach kolejnych.
- Do ekstrapolacji prognozy przepływów na potrzeby kalkulacji wartości rezydualnej zastosowano stopę wzrostu wynoszącą 2,0%,
co nie przewyższa średnich długoterminowych stóp inflacji w Polsce.
Przepływy pieniężne netto zaplanowane dla aktywów segmentu Detal
Grupa ORLEN przeprowadziła testy na utratę wartości aktywów segmentu Detal wykorzystując metodę zdyskontowanych przyszłych
przepływów pieniężnych z działalności operacyjnej (wartość użytkowa) z uwzględnieniem następujących założeń:
- Marża paliwowa i pozapaliwowa w oparciu o założenia Planu Finansowego PKN ORLEN i Grupy ORLEN na 2023 rok.
- Nakłady inwestycyjne o charakterze odtworzeniowym na poziomie zapewniającym utrzymanie sieci stacji paliw.
Przepływy pieniężne netto zaplanowane dla aktywów segmentu Wydobycie
Grupa ORLEN przeprowadziła testy na utratę wartości aktywów segmentu Wydobycie wykorzystując metodę zdyskontowanych
przyszłych przepływów pieniężnych z działalności operacyjnej w oparciu o następujące założenia:
- Zasoby złóż dla aktywów Segmentu Wydobycie w Spółce PKN ORLEN, Grupa LOTOS Upstream oraz PGNiG Upstream Norway
AS zostały oszacowane w drodze oceny służb technicznych w oparciu o aktualne ścieżki cenowe węglowodorów, na podstawie
których zgodnie z prognozą IHS w 2023 roku Brent dtd osiągnie w 2023 poziom 95 USD/bbl. W latach 2024-2025 cena ropy Brent
dtd oscylować będzie na poziomie 88 USD/bbl. Dla kolejnych lat przewidywany jest wzrost do poziomu 104 USD/bbl osiągniętego
w 2033 roku. Ceny gazu ziemnego oszacowano w oparciu o krzywe forward dla TGE (Towarowa Giełda Energii) i THE (Trading
Hub Europe) oraz projekcje IHS Markit i przewiduje się poziom 613 PLN/MWh w roku 2023. W latach 2024-2025 cena gazu
ziemnego będzie oscylować średnio na poziomie 327 PLN/MWh. W latach 2026-2033 przewiduje się spadek do poziomu 132
PLN/MWh w roku 2033.
- Dla aktywów segmentu Wydobycie w Spółkach ORLEN Upstream Polska i ORLEN Upstream Kanada zostały przygotowane
Raporty Rezerw obejmujące aktualne szacunki cen ropy, gazu i kondensatów.
- W przepływach pieniężnych dla aktywów zlokalizowanych na terenie Polski wydobywających gaz ziemny ujęto Ustawowy
obowiązek przekazania w 2023 roku gazowego odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Cen.
- Nakłady inwestycyjne na poziomie zapewniającym optymalną efektywność przy założonych cenach.
- Wolumeny produkcji uwzględniają aktualną ocenę perspektywiczności eksploatowanych złóż oraz aktywów poszukiwawczych.
- Dla aktywów segmentu Wydobycie w Spółce PKN ORLEN, ORLEN Upstream Polska i LOTOS Exploration and Production Norge
AS (LOTOS E&P Norge) obliczono wartość użytkową.
- Dla aktywów segmentu Wydobycie w Spółce PGNiG Upstream Norway AS i ORLEN Upstream Kanada obliczono wartość
godziwą pomniejszoną o koszty doprowadzenia do sprzedaży (poziom wyceny 3, jak zdefiniowano w MSSF 13 – Wycena wartości
godziwej).
Przepływy pieniężne netto zaplanowane dla aktywów segmentu Gaz
Grupa ORLEN przeprowadziła testy na utratę wartości aktywów segmentu Gaz wykorzystując metodę zdyskontowanych przyszłych
przepływów pieniężnych z działalności operacyjnej (wartość użytkowa) z uwzględnieniem następujących założeń:
- Ceny gazu ziemnego oszacowano w oparciu o krzywe forward dla TGE (Towarowa Giełda Energii) i THE (Trading Hub Europe)
oraz projekcje IHS Markit i przewiduje się poziom 613 PLN/MWh w roku 2023. W latach 2024-2025 cena gazu ziemnego będzie
oscylować średnio na poziomie 327 PLN/MWh. W latach 2026-2033 przewiduje się spadek do poziomu 132 PLN/MWh w roku
2033.
- W przepływach pieniężnych dla aktywów zlokalizowanych na terenie Polski wydobywających gaz ziemny ujęto Ustawowy
obowiązek przekazania w 2023 roku gazowego odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Cen.
- Nakłady inwestycyjne o charakterze odtworzeniowym na poziomie zapewniającym utrzymanie aktywów.
Kluczowe czynniki klimatyczne zaplanowane do ustalenia wartości odzyskiwalnej aktywów
Polityka Unii Europejskiej powoduje, iż rosnące ceny uprawnień do emisji CO
2
wraz z ograniczeniem darmowych uprawnień sprawiają,
że koszty CO
2
są jednym z istotnych czynników negatywnie wpływających na osiągane wyniki finansowe. Prognozy cen uprawnień
do emisji CO
2
przywidują osiągnięcie poziomu 147 EUR/t w roku 2033, zgodnie z wyżej przedstawionymi założeniami.
Obecna strategia wyznacza ambitne „zielone” cele – w zakresie dekarbonizacji, wpisujące się w globalne trendy i pozwalające na
osiągnięcie celu neutralności emisyjnej Grupy ORLEN do 2050 roku. Do osiągnięcia realizacji celu strategicznego Grupa ORLEN w
przepływach pieniężnych dla głównych aktywów produkcyjnych segmentów Rafineria i Petrochemia w spółkach PKN ORLEN, ORLEN
Unipetrol oraz ORLEN Lietuva uwzględniła niezbędne wydatki inwestycyjne związane z dekarbonizacją i zaplanowała stopniową
redukcję emisji CO
2
do poziomu -25% w roku 2030 zgodnie z ogłoszoną Strategią :
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 74 / 141
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
% redukcji
3,1%
6,3%
9,4%
12,5%
15,6%
18,8%
21,9%
25,0%
14.4.3 Utworzenie i odwrócenie odpisów aktualizujących wartość rzeczowych aktywów trwałych, wartości
niematerialnych, wartości firmy oraz aktywów z tytułu praw do użytkowania
W 2022 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym Grupy ORLEN wynosi (6 330) mln PLN i dotyczy przede
wszystkim PKN ORLEN, ORLEN Lietuva, ORLEN Unipetrol, Grupy Exalo Drilling, Grupy PSG oraz Grupy LOTOS Upstream.
Odpisy netto rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, wartości firmy i aktywów z tytułu praw do użytkowania Grupy
ORLEN w roku 2022 po spółkach:
Spółka (mln PLN)
I Q 2022
II Q 2022
III Q 2022
IV Q 2022
2022
PKN ORLEN
(24)
(2 102)
(3)
(1 080)*
(3 209)*
ORLEN Lietuva
1
(713)
-
(1 128)*
(1 840)*
Grupa ORLEN Upstream
-
(31)
(41)
194*
122*
Grupa ENERGA
(1)
(14)
(3)
(2)
(20)
ORLEN Deutschland
(2)
(2)
(1)
(4)
(9)
ORLEN Unipetrol
(2)
-
(1)
(702)*
(705)*
Grupa LOTOS Upstream
-
-
-
(245)
(245)
Grupa Exalo Drilling
-
-
-
(344)*
(344)*
Grupa PSG
-
-
-
(42)
(42)
Pozostałe
1
2
(4)
(37)
(38)
Razem
(27)
(2 860)
(53)
(3 390)
(6 330)
* Wartości ujęte w raporcie bieżącym nr 18/2023 z dnia 6 kwietnia 2023 roku w sprawie przewidywanych istotnych zdarzeń jednorazowych wpływających istotnie na dane finansowe
2022 roku wykazane w sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej ORLEN za 2022 rok.
Odpisy netto rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, wartości firmy i aktywów z tytułu praw do użytkowania Grupy
ORLEN w roku 2022 wg segmentów:
Segment (mln PLN)
I Q 2022
II Q 2022
III Q 2022
IV Q 2022
2022
Rafineria
(25)
(2 811)
(3)
(2 228)
(5 067)
Petrochemia
-
-
-
(91)
(91)
Energetyka
-
(15)
(7)
(26)
(48)
Detal
(2)
(2)
(1)
(9)
(14)
Wydobycie
-
(32)
(40)
(984)
(1 056)
Gaz
-
-
-
(45)
(45)
Funkcje korporacyjne
-
-
(2)
(7)
(9)
Razem
(27)
(2 860)
(53)
(3 390)
(6 330)
Łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym Grupy ORLEN w roku 2021 wyniósł 811 mln PLN.
Odpisy netto rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, wartości firmy i aktywów z tytułu praw do użytkowania Grupy
ORLEN w roku 2021 po spółkach:
Spółka (mln PLN)
I Q 2021
II Q 2021
III Q 2021
IV Q 2021
2021
PKN ORLEN
(2)
(14)
(2)
(60)
(78)
Grupa ORLEN Upstream
-
-
-
918*
918*
ORLEN Lietuva
-
(2)
1
7
6
ORLEN Unipetrol
(2)
(1)
(1)
(36)
(40)
Grupa ENERGA
-
(62)
2
(17)
(77)
ORLEN Deutschland
(1)
(2)
(2)
(5)
(10)
Anwil
-
-
-
29
29
ORLEN Południe
70
70
Pozostałe
1
(4)
(1)
(3)
(7)
Razem
(4)
(85)
(3)
903
811
* Wartości ujęte w raporcie bieżącym nr 9/2022 z dnia 1 marca 2022 roku w sprawie przewidywanych istotnych zdarzeń jednorazowych wpływających istotnie na dane finansowe 2021
roku wykazane w sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej ORLEN za 2021 rok.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 75 / 141
Odpisy netto rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, wartości firmy i aktywów z tytułu praw do użytkowania Grupy
ORLEN w roku 2021 wg segmentów:
Segment (mln PLN)
I Q 2021
II Q 2021
III Q 2021
IV Q 2021
2021
Rafineria
(2)
(19)
(3)
14
(10)
Petrochemia
-
-
-
30
30
Energetyka
-
(62)
2
(17)
(77)
Detal
(2)
(4)
(2)
(39)
(47)
Wydobycie
-
-
-
918
918
Funkcje korporacyjne
-
-
-
(3)
(3)
Razem
(4)
(85)
(3)
903
811
Odpowiednio odwrócenie oraz utworzenie odpisów aktualizujących wartość rzeczowych aktywów trwałych, wartości
niematerialnych, wartości firmy oraz aktywów z tytułu praw do użytkowania, zostały ujęte w pozostałych przychodach operacyjnych
(nota 13.10) oraz pozostałych kosztach operacyjnych (nota 13.11).
Aktywa segmentu Rafineria
W 2022 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym Grupy ORLEN segmentu Rafineria wynosi (5 067) mln
PLN.
Na dzień 31 grudnia 2022 roku Grupa ORLEN przeprowadziła testy na utratę wartości aktywów segmentu Rafineria oparte o w/w
założenia. Przeprowadzone testy skutkowały zawiązaniem odpisów w segmencie Rafineria w spółkach PKN ORLEN, ORLEN Lietuva
i ORLEN Unipetrol.
Wartość użytkowa CGU segmentu Rafineria w Grupie ORLEN na dzień 31 grudnia 2022 roku oraz na dzień 31 grudnia
2021 roku dla których dokonano aktualizacji wartości aktywów
2022
2021
CGU Rafineria PKN ORLEN
25 811*
16 761
CGU Rafineria ORLEN Lietuva
3 595
3 120
CGU Rafineria ORLEN Unipetrol
4 813
3 919
ORLEN Południe CGU Pozostałe
471
879
ORLEN Południe CGU Bio
877
960
ORLEN Oil
354
326
* CGU Rafineria PKN ORLEN - aktywa CGU Rafineria w Spółce PKN ORLEN obejmują Rafinerię w Płocku oraz 70% aktywów trwałych Rafinerii Gdańskiej jako wspólnego działania
(joint operation) - pełniącej funkcje procesora.
PKN ORLEN
W 2022 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym PKN ORLEN segmentu Rafineria wynosi (2 603) mln PLN.
W ramach przeprowadzonych testów w 2022 roku zidentyfikowano utratę wartości aktywów CGU Rafineria PKN ORLEN w wysokości
(2 459) mln PLN. Aktywa CGU Rafineria w Spółce PKN ORLEN obejmują Rafinerię w Płocku oraz 70% aktywów trwałych Rafinerii
Gdańskiej jako wspólnego działania (joint operation) - pełniącej funkcje procesora.
Wartość użytkowa aktywów CGU Rafineria PKN ORLEN wynosi 25 811 mln i została obliczona dla aktywów rafineryjnych przy stopie
dyskonta dedykowanej dla Polska Rafineria (nota 14.4.1) oraz dla aktywów procesora przy stopie dyskonta dla Polska Processing
(nota 14.4.1).
Głównymi czynnikami wpływającymi na utratę wartości aktywów są przede wszystkim zmiana struktury aktywów oraz ograniczenia
dostępności ropy REBCO.
Z uwagi na niezakończony na dzień 31 grudnia 2022 roku proces identyfikacji i oceny efektów synergii pomiędzy działalnością
rafineryjną w Płocku i Gdańsku, potencjalne oszczędności kosztowe i inne korzyści związane z połączeniem z Grupą LOTOS nie
zostały uwzględnione w modelu.
Pozostałe odpisy aktywów segmentu Rafineria PKN ORLEN w 2022 roku w wysokości (144) mln PLN dotyczą przede wszystkim
zaniechania inwestycji Spółki w budowę węzła wydzielenia n-parafin z surowca reformingowego i w modernizację instalacji
hydrokrakingu na łączną kwotę (111) mln PLN, a także odpisów z tytułu uszkodzenia katalizatora (24) mln PLN.
Analiza wrażliwości utraty wartości użytkowej segmentu Rafineria PKN ORLEN w ramach testów przeprowadzonych na
dzień 31 grudnia 2022 roku
w mln PLN
EBITDA
STOPA DYSKONTA
zmiana
-5%
0%
5%
- 1 p.p.
zmniejszenie odpisu
zmniejszenie odpisu
zmniejszenie odpisu
1 069
2 603
2 603
0,0 p.p.
zwiększenie odpisu
-
zmniejszenie odpisu
(1 830)
1 830
+ 1 p.p.
zwiększenie odpisu
zwiększenie odpisu
zwiększenie odpisu
(4 251)
(2 592)
(933)
ORLEN Lietuva
W 2022 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym ORLEN Lietuva segmentu Rafineria wynosi (1 840) mln
PLN.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 76 / 141
W ramach przeprowadzonych testów w 2022 roku zidentyfikowano utratę wartości aktywów segmentu Rafineria ORLEN Lietuva w
wysokości (1 839) mln PLN co odpowiada (417) mln USD. Utrata wartości obejmuje odpis wartości firmy z tytułu nabycia UAB ORLEN
Mockavos terminalas w wysokości (193) mln PLN, co odpowiada (44) mln USD, z czego (26) mln PLN to różnice kursowe z przeliczenia
wartości firmy.
Wartość użytkowa ORLEN Lietuva wynosi 3 595 mln PLN co odpowiada 816 mln USD i została obliczona przy stopie dyskonta
dedykowanej dla Litwa Rafineria (nota 14.4.1). Głównymi czynnikami negatywnie wpływającymi na wycenę aktywów rafineryjnych na
Litwie jest otoczenie makroekonomiczne zakładające całkowite odejście od przerobu ropy REBCO na rzecz innych gatunków rop oraz
stopa dyskonta.
Analiza wrażliwości utraty wartości użytkowej segmentu Rafineria ORLEN Lietuva w ramach testów przeprowadzonych
na dzień 31 grudnia 2022 roku
w mln PLN
EBITDA
STOPA DYSKONTA
zmiana
-5%
0%
5%
- 1 p.p.
zmniejszenie odpisu
zmniejszenie odpisu
zmniejszenie odpisu
37
591
1 146
0,0 p.p.
zwiększenie odpisu
-
zmniejszenie odpisu
(511)
511
+ 1 p.p.
zwiększenie odpisu
zwiększenie odpisu
zwiększenie odpisu
(1 084)
(609)
(134)
ORLEN Unipetrol
W 2022 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym ORLEN Unipetrol segmentu Rafineria wynosi (628) mln
PLN i wynika głównie z testów na utratę wartości aktywów w wyniku, których zidentyfikowano utratę wartości w wysokości
(612) mln PLN co odpowiada (3 168) mln CZK. Wartość użytkowa ORLEN Unipetrol wynosi 4 813 mln PLN co odpowiada 24 786 mln
CZK i została obliczona przy stopie dyskonta dedykowanej dla Czechy Rafineria (nota 14.4.1).
Głównymi czynnikami wpływającymi na utratę wartości aktywów segmentu Rafineria w spółce ORLEN Unipetrol są obciążenia
podatkiem od nadmiarowych zysków Windfall Tax obowiązującego w Republice Czeskiej oraz zmiana otoczenia
makroekonomicznego.
Analiza wrażliwości utraty wartości użytkowej segmentu Rafineria ORLEN Unipetrol w ramach testów przeprowadzonych
na dzień 31 grudnia 2022 roku
w mln PLN
EBITDA
STOPA DYSKONTA
zmiana
-5%
0%
5%
- 1 p.p.
zwiększenie odpisu
zmniejszenie odpisu
zmniejszenie odpisu
(283)
221
628
0,0 p.p.
zwiększenie odpisu
-
zmniejszenie odpisu
(484)
484
+ 1 p.p.
zwiększenie odpisu
zwiększenie odpisu
zmniejszenie odpisu
(660)
(194)
273
W 2021 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym Grupy ORLEN segmentu Rafineria wyniósł (10) mln PLN.
Grupa ORLEN przeprowadziła testy na utratę wartości na koniec 31 grudnia 2021 roku, które skutkowały odwróceniem odpisów aktywów
Grupy ORLEN Południe w wysokości 70 mln PLN oraz ORLEN Lietuva w wysokości 6 mln PLN.
Testy na utratę wartości aktywów produkcyjnych segmentu Rafineryjnego ORLEN Południe przeprowadzone przy stopie dyskonta na
poziomie 8,09% dla CGU Pozostałe wykazały możliwość odwrócenia odpisów w wysokości 51 mln PLN i ustaliły wartość użytkową na
poziomie 879 mln PLN, dla CGU Bio wykazały możliwość odwrócenia odpisów w wysokości 19 mln PLN i ustaliły wartość użytkową na
poziomie 960 mln PLN.
Testy na utratę wartości aktywów produkcyjnych segmentu Rafineryjnego ORLEN Lietuva przeprowadzone przy stopie dyskonta na
poziomie 6,14% wykazały nadwyżkę wartości użytkowej nad wartością bilansową testowanych aktywów w tym alokowaną wartość firmy
z tytułu nabycia UAB ORLEN Mockavos terminalas, w wysokości 6 mln PLN, co odpowiada 1,6 mln USD. Wartość użytkową ustalono na
poziomie 3 120 mln PLN.
Na dzień 31 grudnia 2021 roku przeprowadzono również testy na utratę wartości aktywów produkcyjnych segmentu Rafineryjnego Grupy
ORLEN Unipetrol przy stopie dyskonta na poziomie 7,41%. Analiza nie wykazała utraty wartości aktywów i ustaliła wartość użytkową na
poziomie 3 919 mln PLN co odpowiada 21 182 mln CZK.
W 2021 roku w wyniku przeprowadzonych testów na utratę wartości aktywów nie stwierdzono konieczności dokonywania odpisów
aktywów ORLEN Oil. Na dzień 31 grudnia 2021 roku wartość użytkowa wyniosła 326 mln PLN i została obliczona przy stopie dyskonta
na poziomie 8,09%, która odpowiada stopie dla działalności segmentu rafineryjnego z uwzględnieniem zmian organizacyjnych
wynikających ze Strategii Spółki.
Dodatkowo w 2021 roku dla segmentu Rafineria PKN ORLEN w wyniku oszacowania wartości odzyskiwalnej dla 4 terminali paliw
określonej metodą wartości godziwej pomniejszonej o koszty doprowadzenia do sprzedaży Spółka dokonała odpisów aktualizujących
wartość rzeczowych aktywów trwałych w wysokości (51) mln PLN.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 77 / 141
Aktywa segmentu Petrochemia
W 2022 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym Grupy ORLEN segmentu Petrochemia wynosi (91) mln
PLN.
ORLEN Unipetrol
W ramach przeprowadzonych testów zidentyfikowano utratę wartości aktywów segmentu Petrochemia ORLEN Unipetrol w wysokości
(51) mln PLN co odpowiada (264) mln CZK. Wartość użytkowa ORLEN Unipetrol wynosi 6 925 mln PLN co odpowiada 35 659 mln
CZK i została obliczona przy stopie dyskonta dedykowanej dla Czechy Petrochemia (nota 14.4.1).
Głównymi czynnikami wpływającymi na utratę wartości aktywów segmentu Petrochemia w spółce ORLEN Unipetrol są obciążenia
podatkiem od nadmiarowych zysków Windfall Tax obowiązującego w Republice Czeskiej oraz zmiana otoczenia
makroekonomicznego.
Analiza wrażliwości utraty wartości użytkowej segmentu Petrochemia ORLEN Unipetrol w ramach testów
przeprowadzonych na dzień 31 grudnia 2022 roku
w mln PLN
EBITDA
STOPA DYSKONTA
zmiana
-5%
0%
5%
- 1 p.p.
zmniejszenie odpisu
zmniejszenie odpisu
zmniejszenie odpisu
30
264
264
0,0 p.p.
zwiększenie odpisu
-
zmniejszenie odpisu
(494)
264
+ 1 p.p.
zwiększenie odpisu
zwiększenie odpisu
zwiększenie odpisu
(953)
(496)
(38)
Anwil S.A.
W ramach przeprowadzonych testów w 2022 roku zidentyfikowano utratę wartości aktywów w spółce Anwil S.A. dla CGU Tworzywa
w wysokości (29) mln PLN. Wartość użytkowa CGU Tworzywa wynosi 1 097 mln PLN i została obliczona przy stopie dyskonta
dedykowanej dla Polska Petrochemia (nota 14.4.1).
Ponadto dokonano odpisu w wysokości (11) mln PLN z tytułu zaniechania inwestycji w zwiększenie zdolności produkcyjnych PCW420.
Analiza wrażliwości utraty wartości użytkowej CGU Anwil Tworzywa w ramach testów przeprowadzonych na dzień 31
grudnia 2022 roku
w mln PLN
EBITDA
STOPA DYSKONTA
zmiana
-5%
0%
5%
- 1 p.p.
brak wpływu
brak wpływu
brak wpływu
-
-
-
0,0 p.p.
zwiększenie odpisu
-
brak wpływu
(122)
-
+ 1 p.p.
zwiększenie odpisu
zwiększenie odpisu
zwiększenie odpisu
(232)
(119)
(6)
Łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym Grupy ORLEN segmentu Petrochemia w roku 2021 wyniósł 30 mln
PLN
Grupa ORLEN przeprowadziła testy na utratę wartości na koniec 31 grudnia 2021 roku. Przeprowadzone testy przy stopie dyskonta na
poziomie 7,65% skutkowały odwróceniem odpisów Anwil S.A. dla CGU Tworzywa w wysokości 29 mln PLN. Wartość użytkową ustalono
na poziomie 1 127 mln PLN.
W 2021 roku przeprowadzono również testy na utratę wartości aktywów produkcyjnych segmentu Petrochemicznego Grupy ORLEN
Unipetrol przy stopie dyskonta na poziomie 6,96%. Analiza nie wykazała utraty wartości aktywów i ustaliła wartość użytkową na poziomie
6 917 mln PLN co odpowiada 37 390 mln CZK.
Aktywa segmentu Energetyka
W 2022 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym Grupy ORLEN segmentu Energetyka wynosi (48) mln
PLN.
Odpis dotyczy przede wszystkim Grupy ENERGA w ramach ENERGA Kogeneracja w wysokości (12) mln PLN (CGU Żychlin oraz
CGU Kalisz) przy stopie dyskonta dedykowanej dla Polska ENERGA_Ciepło (nota 14.4.1) i pozostałych odpisów głównie z tytułu
zaniechania inwestycji (10) mln PLN, jak również ORLEN Unipetrol w wysokości (26) mln PLN co odpowiada (126) mln CZK przy
stopie dyskonta dedykowanej dla Czechy Petrochemia (nota 14.4.1) - w ORLEN Unipetrol segment Energetyka prowadzi działalność
operacyjną głównie na rzecz segmentu Petrochemia.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 78 / 141
Wartość użytkowa CGU segmentu Energetyka w Grupie ORLEN na dzień 31 grudnia 2022 roku oraz na dzień 31 grudnia
2021 roku dla których dokonano aktualizacji wartości aktywów
2022
2021
CGU Żychlin
14
33
CGU Kalisz
36
65
ORLEN Unipetrol Energetyka
826
936
W 2021 roku Grupa ORLEN w segmencie Energetyka rozpoznała odpis netto w wysokości (77) mln PLN.
W wyniku przeprowadzonych testów dokonano odpisu w wysokości (67) mln PLN. Pozostałe odpisy netto w wysokości (10) mln PLN
dotyczyły głównie zaniechania inwestycji.
W 2021 roku łączna wartość zawiązanych odpisów wyniosła (92) mln PLN. Testy na utratę wartości aktywów wykazały konieczność
dokonania odpisu dla ENERGA Elektrownie Ostrołęka: CGU Ostrołęka B w wysokości (55) mln PLN. Do wyceny aktywów zastosowano
stopy dyskonta w wysokości od 5,61% do 7,73%. Wartość majątku po odpisach dla CGU Ostrołęka B (z wyłączeniem gruntów i praw
wieczystego użytkowania) wyniosła 0 PLN. Testy na utratę wartości aktywów wykazały konieczność dokonania odpisu dla ENERGA
KOGENERACJA: CGU Żychlin (14) mln PLN (odpis zrealizowany w II kwartale 2021 roku). Do wyceny aktywów zastosowano stopę
dyskonta w wysokości 4,16%. Dodatkowo w 2021 roku utworzono odpis ENERGA OZE: CGU Magazyn Energii w wysokości (10) mln
PLN przy stopie dyskonta na poziomie 6,30%. Pozostałe odpisy w wysokości (13) mln PLN dotyczyły głównie zaniechania inwestycji,
likwidacji rzeczowych aktywów trwałych i innych.
Natomiast łączna wartość odwróceń odpisów w 2021 roku wyniosła 15 mln PLN i dotyczyła głównie: ENERGA KOGENERACJA: CGU
Żychlin 12 mln PLN z tytułu aktualizacji wyceny oraz ENERGA Elektrownie Ostrołęka: CGU Ostrołęka B wysokości 3 mln PLN z tytułu
aktualizacji rezerwy na rekultywację. Wartość użytkowa CGU Żychlin wyniosła 33 mln PLN i została obliczona przy stopie dyskonta na
poziomie 6,23%.
W 2021 roku przeprowadzono również testy na utratę wartości aktywów produkcyjnych segmentu Energetyka Grupy ORLEN Unipetrol
przy stopie dyskonta na poziomie 6,96% (w ORLEN Unipetrol segment Energetyka prowadzi działalność operacyjną głównie na rzecz
segmentu Petrochemia). Analiza nie wykazała utraty wartości aktywów i ustaliła wartość użytkową na poziomie 936 mln PLN co
odpowiada 5 061 mln CZK.
Aktywa segmentu Detal
Łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym Grupy ORLEN segmentu Detal w roku 2022 wyniósł (14) mln PLN i
dotyczył głównie aktywów Grupy ORLEN Deutschland (9) mln PLN, ORLEN Unipetrol (4) mln PLN.
Grupa ORLEN w 2022 roku w wyniku przeprowadzenia testów na utratę wartości w segmencie Detal nie rozpoznała utraty wartości
aktywów trwałych.
W 2021 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym Grupy ORLEN segmentu Detal wyniósł (47) mln PLN.
Odpisy dotyczyły głównie aktywów PKN ORLEN (7) mln PLN, obliczone przy stopie dyskonta 7,07% (nota 14.4.1), Grupy ORLEN
Unipetrol (28) mln PLN, obliczone przy stopie dyskonta 6,36% (nota 14.4.1) i Grupy ORLEN Deutschland (10) mln PLN, obliczone
przy stopie dyskonta 3,18% (nota 14.4.1), a także pozostałych (2) mln PLN.
Aktywa segmentu Wydobycie
W 2022 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym Grupy ORLEN segmentu Wydobycie wynosi (1 056) mln
PLN.
W 2022 roku Grupa ORLEN przeprowadziła testy na utratę wartości aktywów segmentu Wydobycie. Przeprowadzone testy
skutkowały zawiązaniem odpisów w segmencie Wydobycie w spółkach PKN ORLEN, Grupa LOTOS Upstream, Grupa Exalo Drillng
oraz rozwiązaniem odpisów w ORLEN Upstream Kanada i ORLEN Upstream Polska.
Wartość odzyskiwalna aktywów segmentu Wydobycie w Grupie na dzień 31 grudnia 2022 roku oraz na dzień 31 grudnia
2021 roku
2022
2021
PKN ORLEN segment Wydobycie (wartość użytkowa)
41 281*
-
ORLEN Upstream Kanada (wartość godziwa pomniejszona o koszty doprowadzenia do sprzedaży)
3 332
3 114
Grupa LOTOS Upstream (wartość użytkowa)
2 638**
-
ORLEN Upstream Polska (wartość użytkowa)
787
553
Grupa Exalo Drillng
255**
-
* W PKN ORLEN w 2022 roku w wyniku połączenia z PGNiG wyodrębniono segment Wydobycie
** Jednostki, które weszły w skład Grupy ORLEN w roku 2022.
PKN ORLEN
W ramach przeprowadzonych testów w 2022 roku zidentyfikowano utratę wartości aktywów segmentu Wydobycie PKN ORLEN w
wysokości (585) mln PLN i dotyczy głównie majątku wydobywczego służącego do eksploatacji gazu ziemnego i ropy naftowej w
Polsce oraz w Pakistanie, a także środków trwałych w budowie (odwierty w budowie).
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 79 / 141
Testy na utratę wartości w segmencie Wydobycie dla aktywów produkcyjnych PKN ORLEN zlokalizowanych na terenie Polski
skutkowały zawiązaniem odpisów w wysokości (416) mln PLN. Wartość użytkowa aktywów produkcyjnych w Polsce wynosi
36 298 mln PLN i została obliczona przy stopie dyskonta dedykowanej dla Polska Wydobycie zagospodarowanie (nota 14.4.1).
Głównymi czynnikami negatywnie wpływającymi na wycenę aktywów produkcyjnych w kraju są prognozowane ceny gazu oraz kursy
walut. Ponadto znaczący wpływ na poziom odpisów w kraju ma ujęty w kosztach Ustawowy obowiązek przekazania w 2023 roku
gazowego odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Cen przez przedsiębiorstwa wydobywające gaz ziemny.
Analiza wrażliwości utraty wartości użytkowej w segmencie Wydobycie dla aktywów produkcyjnych PKN ORLEN
zlokalizowanych na terenie Polski w ramach testów przeprowadzonych na dzień 31 grudnia 2022 roku
w mln PLN
EBITDA
STOPA DYSKONTA
zmiana
-5%
0%
5%
- 1 p.p.
zwiększenie odpisu
zmniejszenie odpisu
zmniejszenie odpisu
(799)
416
416
0,0 p.p.
zwiększenie odpisu
-
zmniejszenie odpisu
(1 822)
416
+ 1 p.p.
zwiększenie odpisu
zwiększenie odpisu
zmniejszenie odpisu
(2 772)
(1 001)
416
Testy na utratę wartości dla aktywów produkcyjnych PKN ORLEN zlokalizowanych w Pakistanie skutkowały zawiązaniem odpisów w
wysokości (129) mln PLN. Wartość użytkowa aktywów w Pakistanie wynosi 424 mln PLN i została obliczona przy stopie dyskonta
dedykowanej dla Pakistan Zagospodarowanie i eksploatacja (nota 14.4.1). Głównymi czynnikami negatywnie wpływającymi na
wycenę aktywów produkcyjnych w Pakistanie jest otoczenie makroekonomiczne oraz wzrost stopy dyskonta z tytułu ryzyka kraju.
Analiza wrażliwości utraty wartości użytkowej w segmencie Wydobycie dla aktywów produkcyjnych PKN ORLEN
zlokalizowanych na terenie Pakistanu w ramach testów przeprowadzonych na dzień 31 grudnia 2022 roku
w mln PLN
EBITDA
STOPA DYSKONTA
zmiana
-5%
0%
5%
- 1 p.p.
zwiększenie odpisu
zmniejszenie odpisu
zmniejszenie odpisu
(14)
8
29
0,0 p.p.
zwiększenie odpisu
-
zmniejszenie odpisu
(21)
21
+ 1 p.p.
zwiększenie odpisu
zwiększenie odpisu
zmniejszenie odpisu
(28)
(7)
13
W zakresie wartości środków trwałych w budowie zlokalizowanych w Polsce dokonano odpisów aktualizujących na łączną wartość
(40) mln PLN. Wartość użytkowa środków trwałych w budowie wynosi 4 559 mln PLN i została obliczona przy stopie dyskonta
dedykowanej dla Polska Wydobycie poszukiwawcze (nota 14.4.1). Odpis wynika głównie z zaniechania prac na otworach w skutek
nieuzyskania komercyjnego przepływu oraz z założeń makroekonomicznych i przeprowadzonego testu na utratę wartości.
Analiza wrażliwości utraty wartości użytkowej w segmencie Wydobycie środków trwałych w budowie PKN ORLEN
zlokalizowanych na terenie Polski w ramach testów przeprowadzonych na dzień 31 grudnia 2022 roku
w mln PLN
EBITDA
STOPA DYSKONTA
zmiana
-5%
0%
5%
- 1 p.p.
zwiększenie odpisu
zmniejszenie odpisu
zmniejszenie odpisu
(77)
40
40
0,0 p.p.
zwiększenie odpisu
-
zmniejszenie odpisu
(274)
40
+ 1 p.p.
zwiększenie odpisu
zwiększenie odpisu
zmniejszenie odpisu
(457)
(193)
40
ORLEN Upstream Kanada
Testy na utratę wartości w segmencie Wydobycie w ORLEN Upstream Kanada w 2022 roku wykazały możliwość odwrócenia odpisów
netto w wysokości 79 mln PLN co odpowiada 24 mln CAD i dotyczy aktywów CGU Central Alberta Oil i CGU Southern Alberta. W
wycenach zastosowano stopy dyskonta na poziomie od 13% do 17,6%. Wartość odzyskiwalna dla aktywów wydobywczych
kanadyjskich została określona metodą wartości godziwej pomniejszonej o koszty doprowadzenia do sprzedaży i wynosi 3 332 mln
PLN co odpowiada 1 026 mln CAD. Przy wycenie zastosowano Poziom 3 hierarchii wyceny.
Głównym czynnikiem wpływającym na wycenę aktywów w Kanadzie jest otoczenie makroekonomiczne. Strategia Grupy ORLEN
zakłada kontynuację działalności poszukiwawczo-wydobywczej poprzez ostrożny i zrównoważony rozwój portfela aktywów Upstream,
ze szczególnym uwzględnieniem złóż gazowych. Prace inwestycyjne w roku 2022 prowadzone były w oparciu o założenia ze Strategii
Grupy ORLEN do roku 2030, które uwzględniały m.in. maksymalizację wartości z aktywów i wydobycia, priorytetyzację wybranych
projektów poszukiwawczo-rozpoznawczych oraz uruchomienie wydobycia na obszarach będących w zagospodarowaniu.
Wykorzystując ożywienie na rynku cen węglowodorów i korzystne prognozy średnioterminowe dla ropy naftowej i gazu ziemnego,
Spółka zdecydowała się przyspieszyć oraz zwiększyć zakres rzeczowy programu prac wiertniczych w roku 2022, co pomimo spadku
poziomu zweryfikowanych zasobów o 3% na terenie Kanady przekłada się na istotny wzrost wartości inwestycji w ORLEN Upstream.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 80 / 141
Analiza wrażliwości wartości godziwej pomniejszonej o koszty doprowadzenia do sprzedaży aktywów segmentu
Wydobycie ORLEN Upstream Kanada w ramach testów przeprowadzonych na dzień 31 grudnia 2022 roku
w mln PLN
EBITDA
STOPA DYSKONTA
zmiana
-5%
0%
5%
- 1 p.p.
zmniejszenie odwrócenia
zwiększenie odwrócenia
zwiększenie odwrócenia
(307)
183
671
0,0 p.p.
zmniejszenie odwrócenia
-
zwiększenie odwrócenia
(466)
465
+ 1 p.p.
zmniejszenie odwrócenia
zmniejszenie odwrócenia
zwiększenie odwrócenia
(617)
(173)
271
ORLEN Upstream Polska
W wyniku przeprowadzonych testów na dzień 31 grudnia 2022 roku ORLEN Upstream Polska rozpoznała odwrócenie odpisów na utratę
wartości aktywów netto w wysokości 116 mln PLN z czego 11 mln PLN dotyczy aktywów z tytułu zagospodarowania i wydobycia dla
projektu Płotki oraz 105 mln PLN dotyczy aktywów poszukiwawczych i oceny zasobów mineralnych: 80 mln PLN dla projektu Płotki,
11 mln PLN dla projektu Edge oraz 14 mln dla projektu Sieraków.
Wartość odzyskiwalna dla aktywów Grupy ORLEN Upstream Polska w wysokości 787 mln PLN została określona metodą wartości
użytkowej ze względu na brak aktywnego rynku i została obliczona przy stopie dyskonta dedykowanej Polska Wydobycie
zagospodarowanie (nota 14.4.1).
Ponadto w ciągu roku 2022 ORLEN Upstream Polska dokonała odpisu aktualizującego wartość aktywów poszukiwawczych w związku
z zrzeczeniem się z koncesji Jarocin-Grabina w wysokości netto (41) mln PLN oraz (31) mln PLN z tytułu zrzeczenia się z koncesji
Skołyszyn.
Analiza wrażliwości wartości użytkowej aktywów segmentu Wydobycie ORLEN Upstream Polska w ramach testów
przeprowadzonych na dzień 31 grudnia 2022 roku
w mln PLN
EBITDA
STOPA DYSKONTA
zmiana
-5%
0%
5%
- 1 p.p.
zwiększenie odwrócenia
zwiększenie odwrócenia
zwiększenie odwrócenia
6
49
91
0,0 p.p.
zmniejszenie odwrócenia
-
zwiększenie odwrócenia
(40)
40
+ 1 p.p.
zmniejszenie odwrócenia
zmniejszenie odwrócenia
zmniejszenie odwrócenia
(82)
(44)
(5)
Grupa Exalo Drilling
W ramach przeprowadzonych testów na 31 grudnia 2022 roku zidentyfikowano utratę wartości trwałych w Grupie Exalo Drilling w
wysokości (344) mln PLN. Wartość użytkowa aktywów Grupy Exalo Drilling wynosi 134 mln PLN i została obliczona przy stopie
dyskonta dedykowanej dla Polska Wiercenia poszukiwawcze (nota 14.4.1). Głównymi czynnikami wpływającymi na utratę wartości
aktywów są przede wszystkim zmiana otoczenia makroekonomicznego i stopa dyskonta.
Analiza wrażliwości utraty wartości użytkowej aktywów trwałych w Grupie Exalo Drilling w ramach testów
przeprowadzonych na dzień 31 grudnia 2022 roku
w mln PLN
EBITDA
STOPA DYSKONTA
zmiana
-5%
0%
5%
- 1 p.p.
zwiększenie odpisu
zmniejszenie odpisu
zmniejszenie odpisu
(18)
24
67
0,0 p.p.
zwiększenie odpisu
zmniejszenie odpisu
(40)
40
+ 1 p.p.
zwiększenie odpisu
zwiększenie odpisu
zmniejszenie odpisu
(56)
(18)
21
Grupa LOTOS Upstream
Ponadto w IV kwartale 2022 roku Grupa ORLEN dokonała odpisu aktualizującego wartość aktywów wydobywczych w Grupie LOTOS
Upstream w spółce LOTOS E&P Norge w wysokości (245) mln PLN, co odpowiada (546) mln NOK. Odpisy dotyczą głównie złoża
YME w związku z opóźnieniem kampanii wierceń otworów produkcyjnych i zatłaczających, rewizją stanu rezerw 2P złoża z poziomu
12,56 mln bbl do poziomu 10,11 mln bbl oraz problemami operacyjnymi w postaci większego zawodnienia otworów produkcyjnych.
Wartość użytkową aktywów wydobywczych LOTOS E&P Norge ustalono na poziomie 2 638 mln PLN, co odpowiada 5 915 mln NOK
przy stopie dyskonta dedykowanej dla Norwegia Wydobycie zagospodarowanie (nota 14.4.1).
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 81 / 141
Analiza wrażliwości utraty wartości użytkowej aktywów wydobywczych Spółki LOTOS E&P Norge dotyczących złoża YME
w ramach testów przeprowadzonych na dzień 31 grudnia 2022 roku
w mln PLN
EBITDA
STOPA DYSKONTA
zmiana
-5%
0%
5%
- 1 p.p.
zmniejszenie odpisu
zmniejszenie odpisu
zmniejszenie odpisu
5
94
87
0,0 p.p.
zwiększenie odpisu
-
zmniejszenie odpisu
(39)
38
+ 1 p.p.
zwiększenie odpisu
zwiększenie odpisu
zwiększenie odpisu
(78)
(1)
(5)
Łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym Grupy ORLEN segmentu Wydobycie w roku 2021 wyniósł 918 mln PLN.
Odwrócenie odpisów aktualizujących wynika z aktualizacji przepływów pieniężnych dla aktywów Grupy ORLEN Upstream segmentu
Wydobycie zlokalizowanych na terenie Polski i Kanady w oparciu o Raporty Rezerw opracowane przez niezależne firmy.
W 2021 roku Grupa ORLEN Upstream Polska rozpoznała odwrócenie odpisów na utratę wartości aktywów netto zlokalizowanych w
Polsce w wysokości 164 mln PLN.
W wyniku przeprowadzenia testów oraz wycofania się z niektórych projektów poszukiwawczych w 2021 roku Grupa ORLEN Upstream
Polska rozpoznała odpisy w wysokości (120) mln PLN, z czego odpisy dla aktywów z tytułu zagospodarowania i wydobycia wyniosły dla
projektu Miocen (81) mln PLN, dla projektu Płotki (2) mln PLN, natomiast dla aktywów poszukiwawczych i oceny zasobów mineralnych
dla projektu Sieraków odpis wyniósł (24) mln PLN, a dla projektu Edge (13) mln PLN. W tym samym okresie dokonano również odwróceń
odpisów w wysokości 284 mln PLN dotyczący aktywów z tytułu zagospodarowania i wydobycia dla projektu Płotki 16 mln PLN oraz
odwrócenie odpisów w wysokości 268 mln PLN dotyczących aktywów poszukiwawczych i oceny zasobów mineralnych dla projektu Płotki
w wysokości 126 mln PLN a dla projektu Edge w wysokości 142 mln PLN. W wycenach zastosowano stopę dyskonta na poziomie 8,19%.
Wartość odzyskiwalna dla aktywów wydobywczych polskich została określona metodą wartości użytkowej ze względu na brak aktywnego
rynku.
W 2021 roku Grupa ORLEN Upstream Kanada w wyniku przeprowadzonych testów rozpoznała możliwość odwrócenia odpisów na utratę
wartości aktywów netto w wysokości 754 mln PLN.
Łączna wartość odwróceń wyniosła 761 mln PLN i dotyczyła głównie aktywów CGU Kakwa i CGU Ferrier. Łączna wartość rozpoznanych
odpisów wyniosła (7) mln PLN i dotyczyła CGU Peace River Oil. W wycenach zastosowano stopy dyskonta na poziomie od 11% do
16,4%. Wartość odzyskiwalna dla aktywów wydobywczych kanadyjskich została określona metodą wartości godziwej pomniejszonej o
koszty doprowadzenia do sprzedaży. Przy wycenie zastosowano Poziom 3 hierarchii wyceny.
W Kanadzie pozytywna koniunktura gospodarcza przyczyniła się do utrzymania korzystnych notowań cen gazu ziemnego. Zwiększony
popyt lokalny oraz gwałtowny wzrost eksportu gazu do USA stanowiły korzystne środowisko cenotwórcze dla producentów węglowodorów
w Kanadzie. Notowania benchmarku AECO w Albercie w II połowie roku 2021 sięgały nawet poziomu 5,0 CAD/mcf i były najwyższe od
2014 roku. Średnia cena gazu AECO w 2021 roku wyniosła 3,61 CAD/mcf.
Aktywa segmentu Gaz
Na dzień 31 grudnia 2022 roku łączny odpis aktualizujący wartość aktywów w segmencie Gaz wyniósł (45) mln PLN i dotyczył głównie
środków trwałych w budowie w spółce Polska Spółka Gazownictwa Sp. z o.o.
Testy na utratę wartości firmy
Przedstawione poniżej wartości firmy powstałe na rozliczeniu połączeń jednostek zostały alokowane do CGU jakim jest jednostka,
na nabyciu której powstała wartość firmy, za wyjątkiem wartości firmy Normbenz, która została przypisana do CGU Detal ORLEN
Unipetrol (więcej w nocie 7.3).
Segment
działalności
31/12/2022
31/12/2021
CGU ORLEN Transport
Rafineria
80
80
CGU Livingstone
Energetyka
39
39
CGU Nowotna Farma Wiatrowa
Energetyka
134
134
CGU RUCH
Detal
83
84
CGU ORLEN Lietuva (UAB ORLEN Mockavos terminalas)
Rafineria
-
167
CGU Detal ORLEN Unipetrol (Normbenz Magyarország Kft)
Detal
339
-
Pozostałe*
65
75
* Pozycja pozostałe dotyczy nabyć, w ramach których ujęta na rozliczeniu wartość firmy wyniosła mniej niż 10 mln PLN.
Podstawę wyceny wartości odzyskiwalnej dla poszczególnych CGU, do których przypisana została wartość firmy stanowiła ich wartość
użytkowa. Test został przeprowadzony w oparciu o modele zdyskontowanych przepływów pieniężnych dla poszczególnych CGU.
Założenia makroekonomiczne oraz stopy dyskonta przyjęte w testach są zgodne z założeniami dla poszczególnych segmentów do
których przypisane są testowane CGU wskazane w punktach 14.4.1 i 14.4.2.
W celu oszacowania wartości użytkowej przyjęto następujące dodatkowe kluczowe założenia w odniesieniu do poniższych CGU, do
których przypisano wartość firmy.
Grupa RUCH
Przepływy pieniężne dla wyceny wartości firmy Grupy RUCH uwzględniają nowe podejście biznesowe do kluczowych segmentów Grupy
RUCH: detal, prasa, usługi kurierskie z uwzględnieniem optymalizacji kosztów logistycznych oraz rozwój sieci detalicznej o nowe formaty
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 82 / 141
punktów sprzedaży przy jednoczesnej optymalizacji biznesu prasowego. Wartość użytkowa RUCH obliczona przy stopie dyskonta
dedykowanej dla Polska Detal (nota 14.4.1) wynosi 2 231 mln PLN.
Na dzień 31 grudnia 2021 roku wartość użytkowa Grupy RUCH obliczona została przy stopie dyskonta 7,07% i wynosiła 471 mln PLN.
Livingstone i Nowotna Farma Wiatrowa
Przepływy pieniężne dla wyceny wartości firmy Livingstone i Nowotna Farma Wiatrowa obejmują warunki cenowe uwzględnione w
ramach podpisanych kontraktów sprzedaży energii elektrycznej z OZE (PPA) oraz kontraktów sprzedaży praw majątkowych
wynikających ze świadectw pochodzenia (CPA). W przepływach ujęto również obowiązujące regulacje w sprawie ceny referencyjnej
energii elektrycznej z odnawialnych źródeł energii oraz okresów obowiązujących wytwórców, którzy w danym roku wygrali aukcje.
Ponadto przepływy dla Nowotna Farma Wiatrowa uwzględniają przychody z przyszłych umów, które Spółka zawrze z uwzględnieniem
obowiązujących w Grupie ORLEN założeń cenowych dla segmentu Energetyka. Wartości użytkowe Livingstone i Nowotna Farma
Wiatrowa obliczone przy stopie dyskonta dedykowanej dla Polska ENERGA OZE wynoszą odpowiednio 167 mln PLN i 924 mln PLN.
Na dzień 31 grudnia 2021 roku wartości użytkowe dla Livingstone i Nowotna Farma Wiatrowa obliczone zostały przy stopie dyskonta
6,3% i wynosiły odpowiednio 141 mln PLN i 985 mln PLN.
ORLEN Transport
Przepływy pieniężne w teście na utratę wartości firmy ORLEN Transport uwzględniają założenia dotyczące rozwoju floty transportowej Grupy
ORLEN odzwierciedlone w Strategii ORLEN 2030, w tym wyższy poziom efektywności kosztów stałych w docelowej strukturze działalności.
Na dzień 31 grudnia 2022 roku wartość użytkowa ORLEN Transport obliczona przy stopie dyskonta dedykowanej dla Polska Transport wynosi
217 mln PLN.
Na dzień 31 grudnia 2021 roku wartość użytkowa ORLEN Transport obliczona została przy stopie dyskonta 7,18% i wynosiła 175 mln PLN.
UAB ORLEN Mockavos terminalas
Na dzień 30 czerwca 2022 roku w wyniku przeprowadzonych testów na utratę wartości aktywów produkcyjnych segmentu Rafineria
ORLEN Lietuva przy stopie dyskonta 9,40% dokonano odpisu aktualizującego obejmującego pełen odpis wartości firmy z tytułu nabycia
UAB ORLEN Mockavos terminalas, w wysokości (193) mln PLN, co odpowiada (44) mln USD z czego (26) mln PLN to różnice kursowe
z przeliczenia wartości firmy.
Na dzień 31 grudnia 2021 roku w wyniku przeprowadzonych analiz nie stwierdzono utraty wartości firmy.
Normbenz Magyarország Kft
Na dzień połączenia jednostek Grupa przypisuje wartość firmy do CGU, które zgodnie z oczekiwaniami, mają odnieść korzyści z tytułu
synergii uzyskanej w wyniku takiego połączenia.
Rozpoznana w 2022 roku wartość firmy powstała na tymczasowym rozliczeniu nabycia spółki Normbenz Magyarország została
przypisana do CGU Detal ORLEN Unipetrol (więcej w nocie 7.3). Wartość użytkowa segmentu Detal w ORLEN Unipetrol obejmująca
wartość firmy Normbenz Magyarország Kft wynosi 3 696 mln PLN co odpowiada 18 518 mln CZK i została obliczona przy stopie
dyskonta dedykowanej dla Czechy Detal (nota 14.4.1).
W wyniku przeprowadzonych analiz na dzień 31 grudnia 2022 roku nie stwierdzono utraty wartości firmy.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 83 / 141
14.5. Kapitał pracujący netto
Kapitał pracujący netto
Grupa definiuje kapitał pracujący netto jako zapasy i należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności pomniejszone o zobowiązania
z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania.
Zapasy
Należności z tytułu
dostaw i usług oraz
pozostałe
należności
Zobowiązania z
tytułu dostaw i
usług oraz pozostałe
zobowiązania
Kapitał
pracujący netto
31/12/2021
18 410
15 041
19 811
13 640
31/12/2022
45 127
37 905
40 257
42 775
Zmiana kapitału pracującego w sprawozdaniu z sytuacji
finansowej
(26 717)
(22 864)
20 446
(29 135)
Korekty
26 760
13 212
(22 139)
17 833
Zmiana stanu praw majątkowych i
zaliczek na niefinansowe aktywa trwałe
-
(86)
-
(86)
Zmiana stanu zobowiązań inwestycyjnych
-
-
(3 275)
(3 275)
Zmiana stanu należności z tytułu dotacji
-
(306)
-
(306)
Połączenie jednostek *
26 274
14 429
(22 739)
17 964
Różnice kursowe
493
(651)
(280)
(438)
Nierozliczone pozycje GK ORLEN z GK LOTOS i GK PGNIG na
dzień połączenia
-
(61)
3 805
3 744
Pozostałe
(7)
(113)
350
230
Zmiana kapitału pracującego w sprawozdaniu z przepływów
pieniężnych
43
(9 652)
(1 693)
(11 302)
w tym odpisy
610
(316)
-
294
* pozycja zawiera również rozpoznanie wspólnego działania w Rafinerii Gdańskiej na moment początkowego ujęcia
Zapasy
Należności z tytułu
dostaw i usług oraz
pozostałe
należności
Zobowiązania z
tytułu dostaw i
usług oraz pozostałe
zobowiązania
Kapitał
pracujący netto
31/12/2020
12 279
9 640
14 023
7 896
31/12/2021
18 410
15 041
19 811
13 640
Zmiana kapitału pracującego w sprawozdaniu z sytuacji
finansowej
(6 131)
(5 401)
5 788
(5 744)
Korekty
362
1 611
(671)
1 302
Zmiana stanu praw majątkowych i
zaliczek na niefinansowe aktywa trwałe
-
1 353
-
1 353
Zmiana stanu zobowiązań inwestycyjnych
-
-
(255)
(255)
Nabycie jednostki zależnej
23
79
(71)
31
Różnice kursowe
334
192
(334)
192
Pozostałe
5
(13)
(11)
(19)
Zmiana kapitału pracującego w sprawozdaniu z przepływów
pieniężnych
(5 769)
(3 790)
5 117
(4 442)
w tym odpisy
39
(94)
-
(55)
14.5.1. Zapasy
WYBRANE ZASADY RACHUNKOWOŚCI
Zapasy
Zapasy, w tym zapasy obowiązkowe są to produkty, półprodukty i produkty w toku, towary i materiały.
Produkty, półprodukty i produkty w toku wycenia się na moment początkowego ujęcia według kosztu wytworzenia. Koszt wytworzenia obejmuje
koszty wsadu, koszty przerobu przypadające na okres wytworzenia produktów, półproduktów i produktów w toku oraz alokację stałych
i zmiennych pośrednich kosztów produkcji, ustalonych dla jej normalnego poziomu.
Produkty, półprodukty i produkty w toku wycenia się na koniec okresu sprawozdawczego według kosztu wytworzenia lub też według wartości netto
możliwej do uzyskania, w zależności od tego, która z wartości jest niższa. Rozchody produktów, półproduktów i produktów w toku ujmuje się według
średnioważonych kosztów ich wytworzenia.
Towary i materiały wycenia się na moment początkowego ujęcia w cenie nabycia natomiast na koniec okresu sprawozdawczego w cenie nabycia lub
według wartości netto możliwej do uzyskania, w zależności od tego, która z kwot jest niższa. Rozchody towarów i materiałów ujmuje się według cen
średnioważonych nabycia, z wyjątkiem:
zapasów węgla, którego rozchód ujmowany jest według metody „pierwsze weszło, pierwsze wyszło” (FIFO);
materiałów nabytych pod zlecenia – rozchód według metody szczegółowej identyfikacji ceny;
materiałów, które ze względu na parametry techniczne wydawane są z magazynu według kolejności ich przyjęcia (np. materiały/towary
elektroenergetyczne, materiały poligraficzne) – rozchód według metody FIFO.
Wartość początkowa zapasów jest korygowana o dotyczące ich zyski lub straty z tytułu rozliczenia instrumentów zabezpieczających przepływy pieniężne.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 84 / 141
Zapas gazu wysokometanowego wyceniany jest dla wszystkich magazynów łącznie według średniej ważonej ceny pozyskania paliwa gazowego.
Rozchód paliwa gazowego do sprzedaży i na cele zużycia własnego w Podziemnych Magazynach Gazu (PMG) oraz różnice bilansowe wycenia się
według średniej ważonej ceny pozyskania, na którą składają się w szczególności: koszt nabycia gazu ze wszystkich źródeł wraz z uzasadnioną częścią
kosztów opłat systemowych i transakcyjnych, rzeczywisty koszt wydobycia ze źródeł krajowych, koszt odazotowania oraz koszt regazyfikacji.
Zapas gazu LNG wyceniany jest według rzeczywistego kosztu ceny produkcji lub nabycia, w zależności od źródła pochodzenia. Wartość ceny nabycia
powiększana jest o koszty nabycia, w tym koszty związane z transportem gazu do miejsca składowania (w tym usługi holowniczo-cumownicze, opłaty
portowe itp.). Zapas gazu LNG wyceniany jest z zastosowaniem metody średniej ważonej. Rozchód LNG na potrzeby sprzedaży i zużycia (w tym do
regazyfikacji) odbywa się po średnim rzeczywistym koszcie jednostkowym z danego okresu sprawozdawczego, w danej lokalizacji.
Spółki Grupy jako producenci energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych zgodnie z postanowieniami prawa energetycznego, otrzymują nieodpłatnie
świadectwa pochodzenia energii elektrycznej. Takie prawa majątkowe, w części w jakiej są przeznaczone do sprzedaży ujmowane są jako towary w
wartości godziwej ustalonej na dzień ich zarejestrowania.
SZACUNKI
Wartości netto możliwe do uzyskania ze sprzedaży zapasów
W przypadku, gdy cena nabycia lub koszt wytworzenia zapasów nie są możliwe do odzyskania, Grupa ustala wysokość odpisów wartości zapasów na
bazie szacunków co do ich wartości netto możliwych do uzyskania.
Przecenie do poziomu cen sprzedaży netto możliwych do uzyskania podlegają zapasy, które utraciły swoje cechy użytkowe, przydatność lub spadły ceny
ich sprzedaży.
Na koniec każdego miesiąca, Grupa dokonuje porównania cen nabycia zapasów (średnia cena nabycia dla danej grupy zapasów) lub kosztów
wytworzenia zapasów (średni koszt wytworzenia dla danej grupy zapasów) z ich wartością netto możliwą do uzyskania, którą stanowi szacunkowa cena
sprzedaży w toku zwykłej działalności gospodarczej pomniejszona o szacowane koszty przygotowania sprzedaży i szacunkowe koszty niezbędne do
doprowadzenia sprzedaży do skutku.
W praktyce, wartości możliwe do zrealizowania ustalane są na podstawie rzeczywistych cen sprzedaży zapasów (zarówno detalicznych jak i hurtowych)
dla transakcji zrealizowanych w ostatnim dniu miesiąca oraz pierwszych dniach miesiąca następującego po dniu, na który sporządzana jest analiza utraty
wartości zapasów, nie później niż dzień, w którym zamykane są księgi rachunkowe i przy uwzględnieniu aktualnego cyklu rotacji, jak również mając na
uwadze ceny realizacji zawarte w ramach faktycznych kontraktów podpisanych na dzień bilansowy.
Wartości materiałów przeznaczonych do wykorzystania w procesie produkcji nie odpisuje się poniżej ceny nabycia, jeżeli oczekuje się, że wyroby gotowe,
do produkcji których będą wykorzystane, zostaną sprzedane za kwoty wyższe lub równe szacowanym kosztom wytworzenia ustalanym na podstawie
danych historycznych. Jeżeli jednak koszt wytworzenia produktów będzie wyższy od wartości netto możliwej do uzyskania, wartość materiałów odpisuje
się do poziomu wartości netto możliwej do uzyskania.
W odniesieniu do półproduktów i produktów w toku weryfikacja konieczności dokonania odpisu następuje poprzez porównanie średniego kosztu
wytworzenia z faktycznymi cenami realizacji sprzedaży, przy uwzględnieniu dedykowanych formuł cenowych, określających stopień ich przetworzenia w
stosunku do wyrobów gotowych.
W zależności od rodzaju zapasów Grupa dokonuje odpisów indywidualnych, jak i zbiorczych.
Odpisy indywidualne tworzone są wtedy, gdy w wyniku przeprowadzonych analiz i porównań wartość netto możliwa do uzyskania jest niższa niż cena
nabycia danego składnika zapasów lub jego koszt wytworzenia, w wartości tej różnicy. W przypadku, gdy następuje zmiana wartości netto możliwej do
uzyskania, wówczas ujmuje się utworzenie lub odwrócenie odpisów w wysokości tej zmiany.
Zbiorcze odpisy aktualizujące mają zastosowanie w przypadku pogrupowania podobnych lub powiązanych ze sobą pozycji zapasów, pochodzących z tej
samej linii produktowej, posiadających podobne przeznaczenie lub zastosowanie końcowe, wyprodukowanych i sprzedawanych w tym samym zakładzie
produkcyjnym oraz niedających się w praktyce ocenić w oderwaniu od innych pozycji pochodzących z tej samej linii produktowej i dotyczą głównie
zapasów ropy naftowej i wyrobów ropopochodnych.
Na koniec każdego miesiąca ustala się wartość zbiorczą odpisu grupy zapasów. Zmiana wartości odpisu zbiorczego na koniec następnego okresu
sprawozdawczego stanowi kwotę:
- ujęcia odpisu (zwiększenie wartości odpisu w stosunku do wartości odpisu na koniec poprzedniego okresu sprawozdawczego)
- odwrócenia odpisu (zmniejszenie wartości odpisu w stosunku do wartości odpisu na koniec poprzedniego okresu sprawozdawczego)
- wykorzystania odpisu (zmniejszenie odpisu z tytułu wykorzystania, sprzedaży lub likwidacji składników, dla których utworzony był odpis).
Utworzenie i odwrócenie odpisów aktualizujących wartość zapasów zarówno indywidualnych jak i zbiorczych ujmuje się w koszcie własnym sprzedaży.
W odniesieniu do zapasów gazu przeznaczonego do sprzedaży, do porównania wartości księgowej zapasów gazu do wartości możliwej do uzyskania z
ich sprzedaży wykorzystywane są dane z zawartych kontraktów na sprzedaż gazu, prognozowane ilości sprzedaży oraz prognozowane ceny sprzedaży
na TGE (ceny kontraktów miesięcznych forward w okresie kolejnych 12 miesięcy). Na podstawie kontraktów i prognoz na okres roku w granulacji
miesięcznej, obliczana jest średnia cena sprzedaży ważona wolumenem planowanych i zakontraktowanych ilości sprzedaży w poszczególnych
miesiącach. W przypadku, gdy wartość tak ustalonych prognozowanych przychodów jest niższa od wartości księgowej zapasu gazu na magazynie
przeznaczonego do sprzedaży na dzień bilansowy tworzony jest odpis aktualizujący wartość zapasów w wysokości różnicy pomiędzy tymi wartościami,
który ujmowany jest w ciężar kosztu własnego sprzedaży.
31/12/2022
31/12/2021
Materiały w tym:
30 685
9 451
ropa naftowa
12 834
7 239
paliwo gazowe
14 196
-
Półprodukty i produkty w toku
3 350
2 021
Produkty gotowe
8 315
6 093
Towary
2 777
845
Zapasy netto
45 127
18 410
Odpisy aktualizujące wartość zapasów do wartości netto możliwej do uzyskania
714
165
Zapasy brutto
45 841
18 575
Główną pozycją zapasów, która realizuje się w terminie dłuższym niż 12 miesięcy od zakończenia okresu sprawozdawczego są
zapasy obowiązkowe. Na dzień 31 grudnia 2022 roku oraz na dzień 31 grudnia 2021 roku wartość zapasów obowiązkowych ujęta
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 85 / 141
w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym wyniosła odpowiednio 12 213 mln PLN oraz 6 400 mln PLN. W 2022 roku wzrost
wartości zapasów obowiązkowych w porównaniu ze stanem z końca 2021 roku to głównie efekt wzrostu cen ropy naftowej
i produktów ropopochodnych oraz ujęcia w konsolidacji zapasów byłej Grupy LOTOS i Grupy PGNiG.
Zmiana stanu odpisów aktualizujących wartość zapasów do wartości netto możliwej do uzyskania
2022
2021
Stan na początek okresu
165
153
Zwiększenie
778
105
Zmniejszenie
(239)
(103)
Różnice kursowe
10
10
714
165
Pozycje zwiększenie odpisów aktualizujących wartość zapasów do wartości netto możliwej do uzyskania w 2022 roku były wyższe
w porównaniu do analogicznego okresu roku poprzedniego głównie w związku z połączeniem z Grupą PGNiG i ujęciem odpisu na
gaz na skutek spadku cen gazu na giełdach w grudniu 2022 roku i związane z tym obniżenie prognoz cenowych na najbliższe 12
miesięcy.
14.5.2. Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności
WYBRANE ZASADY RACHUNKOWOŚCI
Należności
Należności, z wyłączeniem należności z tytułu dostaw i usług, wycenia się na dzień ich powstania w wartości godziwej, a następnie według
zamortyzowanego kosztu przy zastosowaniu efektywnej stopy procentowej z uwzględnieniem odpisów z tytułu oczekiwanej straty kredytowej. W
momencie początkowego ujęcia Grupa wycenia należności z tytułu dostaw i usług, które nie mają istotnego komponentu finansowania, w ich cenie
transakcyjnej. Po początkowym ujęciu należności te, poza portfelem należności przekazywanych do faktoringu pełnego w ramach przyznanego Grupie
limitu, wycenia się w zamortyzowanym koszcie z uwzględnieniem odpisów z tytułu oczekiwanej straty kredytowej. Należności podlegające faktoringowi
pełnemu wyceniane są w wartości godziwej przez wynik finansowy.
Grupa stosuje uproszczone metody wyceny należności wycenianych według zamortyzowanego kosztu jeżeli nie powoduje to zniekształcenia informacji
zawartych w sprawozdaniu z sytuacji finansowej w szczególności w przypadku, gdy okres do momentu spłaty należności nie jest długi.
Należności wyceniane według zamortyzowanego kosztu, w odniesieniu do których Grupa stosuje uproszczenia, są wyceniane w momencie
początkowego ujęcia w kwocie wymaganej zapłaty, a w okresie późniejszym, w tym na koniec okresu sprawozdawczego w kwocie wymaganej
zapłaty pomniejszonej o odpisy aktualizujące z tytułu utraty wartości.
SZACUNKI
Utrata wartości należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych należności
Za zdarzenie niewypłacalności (przyjęcie założenia że kontrahent nie wywiąże się z zobowiązania) Grupa uznaje brak spłaty powyżej 90 dni od dnia
wymagalności należności, wysokie prawdopodobieństwo upadłości, toczące się postępowanie upadłościowe/układowe kontrahenta, spór prawny
względem wielkości lub zasadności roszczenia będącego podstawą danej należności oraz inne informacje o charakterze jakościowym wskazujące na
niemożność pełnego zaspokojenia wszystkich roszczeń finansowych ze strony kontrahenta.
Dla celów oszacowania oczekiwanej straty kredytowej Grupa stosuje model uproszczony wykorzystując matrycę rezerw oszacowaną na podstawie
historycznych poziomów spłacalności oraz od zysków z należności od kontrahentów oraz model ogólny dla wybranych należności handlowych od
kontrahentów (w metodzie indywidualnej) wykorzystując notowania kontraktów CDS.
Grupa uwzględnia informacje dotyczące przyszłości w stosowanych parametrach modelu szacowania strat oczekiwanych, poprzez zarządczą korektę
bazowych współczynników prawdopodobieństwa niewypłacalności. W tym zakresie Grupa bierze pod uwagę zmiany danych makroekonomicznych takich
jak np.: dynamika Produktu Krajowego Brutto, wskaźnik inflacji, stopa bezrobocia czy indeksy cen akcji WIG i w przypadku gdy nastąpiło ich istotne
pogorszenie w stosunku do poprzedniego okresu, Grupa ocenia czy jest konieczność uwzględnienia w kalkulacji oczekiwanej straty kredytowej
dodatkowego elementu ryzyka związanego z sytuacją gospodarczą oraz prognozami na przyszłość. Na dzień 31 grudnia 2022 roku, Grupa nie
zidentyfikowała przesłanek do zmodyfikowania założeń przyjętych do oceny oczekiwanej straty kredytowej.
Oczekiwana strata kredytowa jest kalkulowana w momencie ujęcia należności w sprawozdaniu z sytuacji finansowej oraz jest aktualizowana na każdy
kolejny dzień kończący okres sprawozdawczy, w zależności od ilości dni przeterminowania danej należności.
Skalkulowaną, na moment początkowego ujęcia składnika aktywów finansowych, oczekiwaną utratę wartości oraz każde kolejne zwiększenie oczekiwanej
straty kredytowej ujmuje się w wyniku finansowym.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 86 / 141
NOTA
31/12/2022
31/12/2021
Dostawy i usługi z tytułu umów z klientami
28 872
11 873
Dostawy i usługi w ramach limitu faktoringu pełnego
2 302
-
Pozostałe
940
223
Aktywa finansowe
32 114
12 096
Podatek akcyzowy i opłata paliwowa
149
105
Inne podatki, cła, ubezpieczenia społeczne i inne świadczenia
1 994
594
Zaliczki na niefinansowe aktywa trwałe
1 454
1 082
Prawa majątkowe CO
2
88
546
Zaliczki na dostawy
128
66
Rozliczenia międzyokresowe czynne
1 091
477
Nadwyżka wolumenu produkcji węglowodorów nad wolumenem sprzedaży (underlift)
381
-
Rekompensaty do kosztów pośrednich
150
75
Zaliczka na nabycie udziałów spółki REMAQ s.r.o.
287
-
Pozostałe
69
-
Aktywa niefinansowe
5 791
2 945
Należności netto
37 905
15 041
Oczekiwana strata kredytowa dotycząca aktywów finansowych
14.5.2.1
940
617
Należności brutto
38 845
15 658
Grupa dysponuje czynnymi umowami faktoringowymi na sprzedaż wierzytelności handlowych w ramach faktoringu pełnego (bez
regresu). Należności zaprezentowane w ramach pozycji dostawy i usługi w ramach limitu faktoringu pełnego wyceniane są w
wartości godziwej przez wynik finansowy i przedstawiają wartość niesprzedanych, a jedynie możliwych do odsprzedaży do faktora
należności, w ramach limitu dostępnego na dzień kończący okres sprawozdawczy.
Podział aktywów finansowych denominowanych w walutach obcych został zaprezentowany w nocie 16.5.2. Podział należności od
jednostek powiązanych przedstawiono w nocie 17.6.2.
Grupa oczekuje, że realizacja należności z tytułu dostaw i usług przez kontrahentów nastąpi nie później niż w ciągu dwunastu
miesięcy od zakończenia okresu sprawozdawczego.
14.5.2.1. Zmiana stanu oczekiwanej straty kredytowej z tytułu należności handlowych
NOTA
2022
2021
Stan na początek okresu
617
516
Utworzenie
13.13
524
248
Odwrócenie
13.13
(208)
(154)
Różnice kursowe
5
5
Pozostałe
2
2
940
617
Grupa definiuje należności handlowe objęte modelem ECL jako dostawy i usługi z tytułu umów z klientami oraz pozostałe.
14.5.2.2. Analiza wiekowa należności z tytułu dostaw i usług oraz oczekiwanej straty kredytowej na 31 grudnia 2022
roku
Należności z tytułu dostaw i
usług
wartość brutto
Oczekiwana strata kredytowa
(w horyzoncie całego życia)
Średnioważona stopa
oczekiwanej straty kredytowej
Należności z tytułu dostaw i usług
wartość netto
bieżące
27 723
169
0,0061
27 554
od 1 do 30 dni
885
37
0,0418
848
od 31 do 60 dni
194
11
0,0567
183
od 61 do 90 dni
35
3
0,0857
32
przeterminowane powyżej 90 dni
858
603
0,7028
255
29 695
823
28 872
Szczegółowe informacje o ryzyku kredytowym zostały opisane w nocie 16.5.4.
14.5.3. Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
WYBRANE ZASADY RACHUNKOWOŚCI
Zobowiązania
Zobowiązania finansowe, w tym zobowiązania z tytułu dostaw i usług, wycenia się na dzień ich powstania w wartości godziwej, a następnie
według zamortyzowanego kosztu z zastosowaniem metody efektywnej stopy procentowej.
Grupa stosuje uproszczone metody wyceny zobowiązań finansowych wycenianych według zamortyzowanego kosztu jeżeli nie powoduje to
zniekształcenia informacji zawartych w sprawozdaniu z sytuacji finansowej w szczególności w przypadku, gdy okres do momentu uregulowania
zobowiązania nie jest długi. Zobowiązania finansowe, w odniesieniu do których Grupa stosuje uproszczenia, wyceniane są w momencie
początkowego ujęcia i w okresie późniejszym, w tym na koniec okresu sprawozdawczego, w kwocie wymagającej zapłaty. Pozostałe
zobowiązania niefinansowe ujmowane są w kwocie wymagającej zapłaty.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 87 / 141
31/12/2022
31/12/2021
Dostawy i usługi
20 433
11 040
Zobowiązania inwestycyjne
5 557
2 282
Niezrealizowane zobowiązanie wobec GAZPROM
2 249
-
Pozostałe
2 233
537
Zobowiązania finansowe
30 472
13 859
Wynagrodzenia
1 323
642
Podatek akcyzowy i opłata paliwowa
3 979
2 732
Podatek od towarów i usług
1 966
1 656
Inne podatki, cła, ubezpieczenia społeczne i inne świadczenia
931
430
Rozliczenia międzyokresowe bierne z tytułu niewykorzystanych urlopów pracowniczych
272
152
Opłata z tytułu realizacji Narodowego Celu Redukcyjnego (NCR) i Narodowego Celu Wskaźnikowego (NCW)
614
282
Zaliczki na dostawy
50
-
Pozostałe
650
58
Zobowiązania niefinansowe
9 785
5 952
40 257
19 811
Podział zobowiązań finansowych denominowanych w walutach obcych został zaprezentowany w nocie 16.5.2. Podział zobowiązań
od jednostek powiązanych przedstawiono w nocie 17.6.2.
Na dzień 31 grudnia 2022 roku oraz na dzień 31 grudnia 2021 roku w Grupie nie wystąpiły istotne zobowiązania przeterminowane.
Grupa oczekuje, że uregulowanie zobowiązań z tytułu dostaw i usług wobec kontrahentów nastąpi nie później niż dwanaście miesięcy
od zakończenia okresu sprawozdawczego.
14.5.4. Zmiana stanu zobowiązań z tytułu umów z klientami
31/12/2022
31/12/2021
Stan na początek okresu
719
442
Przychody ujęte w danym okresie sprawozdawczym, uwzględnione w saldzie zobowiązań z
tytułu umów z klientami na początek okresu
(2 546)
(166)
Połączenie jednostek*
3 782
5
Korekty przychodów
211
61
Otrzymane zaliczki, przedpłaty
497
371
Różnice kursowe
(19)
6
2 644
719
* pozycja zawiera również rozpoznanie wspólnego działania w Rafinerii Gdańskiej na moment początkowego ujęcia
Grupa realizuje zobowiązania z tytułu umów z klientami w związku z otrzymanymi zaliczkami, w tym również otrzymanymi
rekompensatami do cen gazu na poczet rozliczeń w przyszłych miesiącach oraz przedpłatami w okresie do jednego roku. Korekty
przychodów dotyczą odroczonej części przychodu związanej z programem lojalnościowym VITAY, zgodnie z którym klientowi
przysługuje prawo do świadczeń w przyszłości (tzw. punkty VITAY). Punkty zachowują ważność przez okres 3 lat od dnia ich
uzyskania. W tym okresie Grupa spodziewa się zrealizować zobowiązanie do wykonania świadczenia poprzez dokonanie wymiany
zgromadzonych punktów na wydane dobra/zrealizowane usługi dla klientów i rozpoznać przychody.
14.6. Środki pieniężne
WYBRANE ZASADY RACHUNKOWOŚCI
Środki pieniężne
Środki pieniężne obejmują gotówkę w kasie i na rachunkach bankowych oraz środki pieniężne w drodze. Ekwiwalenty środków pieniężnych to
krótkoterminowe inwestycje o dużej płynności (o pierwotnym terminie zapadalności do trzech miesięcy), łatwo wymienialne na określone kwoty
środków pieniężnych oraz narażone na nieznaczne ryzyko zmiany wartości. Wycenę i rozchód środków pieniężnych w walutach obcych ustala się
przy zastosowaniu metody FIFO (ang. First In First Out, tzn. Pierwsze Weszło Pierwsze Wyszło).
Grupa klasyfikuje środki pieniężne jako aktywa finansowe wyceniane w zamortyzowanym koszcie z uwzględnieniem odpisów z tytułu utraty wartości
ustalonych zgodnie z modelem strat oczekiwanych.
31/12/2022
31/12/2021
Środki pieniężne w kasie i na rachunkach bankowych
21 456
2 896
21 456
2 896
w tym środki pieniężne o ograniczonej możliwości dysponowania
2 273
398
Środki pieniężne o ograniczonej możliwości dysponowania stanowią głównie środki na rachunku VAT (split payment) oraz środki na
rachunkach depozytów transakcyjnych zabezpieczające zawieranie transakcji na giełdach towarowych, m.in., TGE, wniesione przez
Grupę. Wzrost wartości wynika głównie z połączenia depozytów transakcyjnych PKN ORLEN, Grupy LOTOS S.A. i PGNiG S.A. oraz
konsolidacji jednostek Grupy PGNiG.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 88 / 141
14.7. Kredyty, pożyczki i obligacje
WYBRANE ZASADY RACHUNKOWOŚCI
Kredyty, pożyczki i obligacje
W momencie początkowego ujęcia, wszystkie kredyty, pożyczki i obligacje są ujmowane według wartości godziwej, pomniejszonej o koszty
transakcyjne oraz dyskonta lub premie. Po początkowym ujęciu kredyty, pożyczki i obligacje są wyceniane według zamortyzowanego kosztu, przy
zastosowaniu metody efektywnej stopy procentowej.
Długoterminowe
Krótkoterminowe
Razem
31/12/2022
31/12/2021
31/12/2022
31/12/2021
31/12/2022
31/12/2021
Kredyty *
5 443
3 434
2 806
502
8 249
3 936
Pożyczki
161
110
120
21
281
131
Obligacje
6 369
10 198
4 326
906
10 695
11 104
11 973
13 742
7 252
1 429
19 225
15 171
* na dzień 31 grudnia 2022 roku i 31 grudnia 2021 roku pozycja zawiera kredyty w formule Project Finance ( finansowania pozyskiwane przez spółki celowe na realizację inwestycji) odpowiednio:209mln
PLN i 223 mln PLN w części długoterminowej oraz13mln PLN i 18 mln PLN w części krótkoterminowej.
Na dzień 31 grudnia 2022 roku zwiększenie poziomu zadłużenia Grupy w stosunku do roku ubiegłego to głównie efekt połączenia z Grupą
LOTOS, której skonsolidowana wartość zadłużenia na dzień połączenia wynosiła 999 mln PLN (745 mln PLN kredytów, 2 mln PLN
pożyczek i 252 mln PLN obligacji) oraz z Grupą PGNiG, której skonsolidowana wartość zadłużenia na dzień połączenia wynosiła 13 989
mln PLN (13 861 mln PLN kredytów, 128 mln PLN pożyczek).
W okresie 12 miesięcy 2022 roku w ramach przepływów pieniężnych z działalności finansowej Grupa dokonywała ciągnień oraz spłat
pożyczek i kredytów z dostępnych linii kredytowych w łącznej wysokości odpowiednio 11 775 mln PLN oraz (22 373) mln PLN.
Zmiana wykorzystania kredytów i pożyczek Grupy wynika głównie ze zmiany zaangażowania kredytowego PKN ORLEN w dostępnych
kredytach konsorcjalnych i obrotowych oraz wykorzystania kredytu w rachunkach bieżących, co odpowiada łącznej kwocie przepływów
pieniężnych netto w wysokości (10 716) mln PLN.
W okresie 12 miesięcy 2022 roku w ramach przepływów pieniężnych z działalności finansowej dotyczących obligacji zmiany
dotyczyły głównie:
wykupu przez PKN ORLEN zapadających obligacji serii B, C, D i E w ramach drugiego publicznego programu emisji obligacji
detalicznych: w czerwcu 2022 roku w łącznej wartości nominalnej (400) mln PLN, w lipcu 2022 roku w wartości nominalnej
(200) mln PLN, w grudniu 2022 roku w wartości nominalnej (200) mln PLN. Wraz z wykupem w grudniu 2022 roku ostatniej
czynnej serii obligacji, zakończony został drugi publiczny program emisji obligacji detalicznych PKN ORLEN,
częściowego wykupu przez Spółkę B8 Sp. z o.o. Baltic SKA obligacji senioralnych we wrześniu 2022 roku w wartości (5,6) mln
USD co odpowiada kwocie (26) mln PLN.
Ponadto z części długoterminowej na krótkoterminową przeklasyfikowane zostało zobowiązanie z tytułu emisji: euroobligacji ORLEN Capital
o wartości nominalnej 750 mln EUR z terminem wykupu w czerwcu 2023 roku oraz emisji jednej serii obligacji podporządkowanych Grupy
ENERGA o wartości nominalnej 125 mln EUR z terminem wykupu we wrześniu 2023.
14.7.1. Kredyty
- w podziale na waluty (w przeliczeniu na PLN) / według rodzaju stopy procentowej
31/12/2022
31/12/2021
PLN - WIBOR
4 901
1 926
EUR - EURIBOR
2 593
828
USD - LIBOR USD
729
812
CZK - PRIBOR
-
370
CAD - LIBOR CAD
6
-
HUF - BUBOR
20
-
8 249
3 936
Na dzień 31 grudnia 2022 roku niewykorzystane otwarte linie kredytowe (nota 16.5.4) powiększone o należności z tytułu dostaw i usług
oraz pozostałe należności (nota 14.5.2) oraz środki pieniężne (nota 14.6) przewyższały zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz
pozostałe zobowiązania (nota 14.5.3) o 62 418 mln PLN.
Grupa zabezpiecza częściowo przepływy pieniężne związane z płatnościami odsetkowymi dotyczącymi zewnętrznego
finansowania kredytowego w EUR wykorzystując w tym celu swapy procentowe (IRS).
W okresie objętym niniejszym Rocznym skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym ani po dniu sprawozdawczym nie wystąpiły
istotne przypadki niewywiązania się ze spłaty kapitału bądź odsetek lub naruszenia innych warunków umów kredytowych.
Głównym kowenantem w umowach kredytowych jest wskaźnik dług netto/EBITDA przed odpisami aktualizującymi netto,
skorygowany o wyłączenia zgodnie z definicjami poszczególnych składników z umów kredytowych. Wartość tego kowenantu na
dzień 31 grudnia 2022 roku wynosiła:
(0,08) dla PKN ORLEN i skalkulowana została na poziomie danych skonsolidowanych Grupy ORLEN,
1,8 dla Grupy ENERGA i skalkulowana została na poziomie danych skonsolidowanych Grupy ENERGA.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 89 / 141
Wskazane wartości kowenantu spełniają zapisy zawarte w umowach kredytowych. Ponadto PKN ORLEN jest w trakcie analizy
postanowień umów kredytowych Grupy LOTOS i Grupy PGNiG pod kątem możliwości dostosowania ich zapisów do standardów
umów PKN ORLEN.
Jedna ze spółek zależnych z byłej Grupy PGNiG identyfikuje ryzyko nie spełnienia kowenantu wynikającego z umowy kredytowej,
przy czym formalne badanie poziomu wskaźnika nastąpi na bazie skonsolidowanego zaudytowanego sprawozdania finansowego
za 2022 rok. Spółka jest w kontakcie z bankiem udzielającym kredytu celem uzgodnienia formalności sankcjonujących ewentualne
stwierdzenie powyższego uchybienia. W związku z powyższym Grupa przeklasyfikowała zadłużenie wynikające z tego tytułu z
części długoterminowej do krótkoterminowej w kwocie 88 mln PLN.
Część kredytów Grupy, jak również kredytów wspólnego działania zabezpieczona jest majątkiem poszczególnych spółek i/lub
gwarancjami korporacyjnymi. Zabezpieczenia na majątku dotyczą głównie zastawów rejestrowych na rzeczowych aktywach
trwałych, zapasach, udziałach, hipotek, cesji wierzytelności oraz pełnomocnictw do rachunków bankowych.
14.7.2. Pożyczki
- w podziale na waluty (w przeliczeniu na PLN) / według rodzaju stopy procentowej
31/12/2022
31/12/2021
PLN - WIBOR
281
131
281
131
W okresie objętym niniejszym skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym ani po dniu sprawozdawczym nie wystąpiły
przypadki niewywiązania się ze spłaty kapitału bądź odsetek z tytułu pożyczek.
14.7.3. Obligacje
- w podziale na waluty (w przeliczeniu na PLN)
31/12/2022
31/12/2021
PLN - WIBOR
2 004
2 802
USD_LIBOR
217
-
EUR - EURIBOR
8 474
8 302
10 695
11 104
- według rodzaju stopy procentowej
Obligacje o stałym
oprocentowaniu
Obligacje o zmiennym
oprocentowaniu
Razem
31/12/2022
31/12/2021
31/12/2022
31/12/2021
31/12/2022
31/12/2021
Wartość nominalna
9 441
8 911
1 214
1 800
10 655
10 711
Wartość księgowa
9 475
9 302
1 220
1 802
10 695
11 104
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 90 / 141
Emitent
Wartość nominalna
Data subskrypcji
Termin wykupu
Stopa bazowa
Marża
Rating
PLN
EUR
USD
Niepubliczny program emisji
obligacji od 2006 roku
Seria C
PKN ORLEN S.A.
1 000
-
-
08.12.2020
22.12.2025
6M WIBOR
0,95%
BBB-/A(pol)
Seria D
PKN ORLEN S.A.
1 000
-
-
25.03.2021
25.03.2031
stała 2,975%
-
n/d
Program emisji obligacji
hybrydowych
seria 5-letnia
ENERGA S.A.
586
125
-
04.09.2017
12.09.2023
stała 3,135%
-
BB
seria 10-letnia
ENERGA S.A.
586
125
-
04.09.2017
12.09.2027
stała 4,57%
-
BB
Obligacje korporacyjne
3 172
250
-
Euroobligacje
ORLEN Capital AB
3 517
750
-
07.06.2016
07.06.2023
stała 2,5%
-
BBB+, A3
Euroobligacje
ENERGA Finance AB
1 407
300
-
07.03.2017
07.03.2027
stała 2,125%
-
BBB+, Baa2
Euroobligacje certyfikowane jako
"Zielone Obligacje"
Seria A
PKN ORLEN S.A.
2 345
500
-
27.05.2021
27.05.2028
stała 1,125%
-
BBB+, A3
Euroobligacje
7 269
1 550
-
Program emisji obligacji
senioralnych
Seria B8TG1122017
B8 Sp. z o.o. Baltic S.K.A.
26
-
6
01.03.2017
30.06.2024
3M LIBOR
1,60%
n/d
Seria B8TD1032021
B8 Sp. z o.o. Baltic S.K.A.
31
-
7
27.07.2018
31.12.2022
3M LIBOR
1,60%
n/d
Seria B8TD2062021
B8 Sp. z o.o. Baltic S.K.A.
48
-
11
27.07.2018
30.06.2023
3M LIBOR
1,60%
n/d
Seria B8TD3092021
B8 Sp. z o.o. Baltic S.K.A.
48
-
11
27.07.2018
30.12.2023
3M LIBOR
1,60%
n/d
Seria B8TD4122021
B8 Sp. z o.o. Baltic S.K.A.
4
-
1
27.07.2018
31.03.2024
3M LIBOR
1,60%
n/d
Seria B8TD5122021
B8 Sp. z o.o. Baltic S.K.A.
13
-
3
23.10.2018
31.03.2024
3M LIBOR
1,60%
n/d
Seria B8TD6122021
B8 Sp. z o.o. Baltic S.K.A.
4
-
1
25.10.2018
30.06.2024
3M LIBOR
1,60%
n/d
Seria B8TD7092024
PLO375100016
B8 Sp. z o.o. Baltic S.K.A.
40
-
9
31.01.2022
30.09.2024
3M LIBOR
1,60%
n/d
Obligacje senioralne
214
-
49
10 655
1 800
49
Wartość nominalna obligacji została przeliczona kursem z dnia 31 grudnia 2022 roku
Różnica pomiędzy wartością nominalną obligacji, a ich wartością księgową wynika z wyceny obligacji według zamortyzowanego
kosztu z zastosowaniem metody efektywnej stopy procentowej.
Grupa zabezpiecza częściowo przepływy pieniężne związane z płatnościami odsetkowymi dotyczącymi finansowania z tytułu
obligacji w EUR wykorzystując w tym celu swapy walutowo-procentowe (CIRS).
Seria C i seria D obligacji korporacyjnych PKN ORLEN o łącznej wartości nominalnej 2 000 mln PLN wyemitowana została
w ramach obligacji zrównoważonego rozwoju, których elementem jest rating ESG. Rating ESG nadawany jest przez niezależne
agencje i ocenia zdolności do trwałego, zrównoważonego rozwoju przedsiębiorstwa lub branży biorąc pod uwagę trzy główne,
pozafinansowe czynniki, takie jak: kwestie środowiskowe, kwestie społeczne i ład korporacyjny. W zakresie kwestii
środowiskowych kluczowe znaczenie mają emisyjność i ślad węglowy produktów, zanieczyszczenia środowiska, jak również
wykorzystanie zasobów naturalnych i stosowanie zielonych technologii.
Poziom marży oraz stała stopa procentowa tych obligacji uzależnione są od oceny (ratingu) agencji ESG, mierzącej cyklicznie
podatność PKN ORLEN na zdefiniowane ryzyka ESG oraz sposób zarządzania przez PKN ORLEN tymi ryzykami, albo od
alternatywnego ratingu ESG:
- seria C - marża dla pierwszego okresu odsetkowego wynosiła 90 punktów bazowych w skali roku i w następnych okresach
odsetkowych, możliwe jest dodanie do niej odpowiednio 0,05% lub 0,1% w skali roku w zależności od poziomu przyznanego
Ratingu ESG zgodnie z postanowieniami warunków emisji obligacji, wysokość marży na dzień 31 grudnia 2022
zaprezentowana została w tabeli powyżej,
- seria D - stopa procentowa dla pierwszego okresu odsetkowego wynosiła 2,875% w skali roku i w następnych okresach
odsetkowych pozostanie na tym poziomie lub możliwa będzie jej zmiana o odpowiednio 0,1% lub 0,2% w skali roku w
zależności od poziomu przyznanego ratingu ESG zgodnie z postanowieniami warunków emisji obligacji, wysokość stopy
procentowej na dzień 31 grudnia 2022 zaprezentowana została w tabeli powyżej.
Seria A euroobligacji PKN ORLEN o wartości nominalnej 500 mln EUR wyemitowana została z certyfikatem obligacji zielonych,
których celem jest finansowanie projektów wspierających ochronę środowiska i klimatu. PKN ORLEN opracował i opublikował na
swojej stronie internetowej zasady zielonego i zrównoważonego finansowania, czyli tzw. Green Finance Framework, w ramach
których zdefiniowane zostały planowane procesy inwestycyjne, zmierzające do transformacji energetycznej, objęte tym
finansowaniem oraz określono kluczowe wskaźniki efektywności w zakresie stopnia ich realizacji oraz ich wpływu na środowisko.
Agencja ratingowa Moody’s Investors Service podwyższyła dwukrotnie w ciągu 2022 roku (w sierpniu i październiku) rating
programu emisji średnioterminowych euroobligacji PKN ORLEN z poziomu Baa2 do poziomu A3. Jednocześnie Agencja
podwyższyła rating z poziomu Baa2 do A3 euroobligacji:
serii A o wartości nominalnej 500 mln EUR wyemitowanych przez PKN ORLEN
o wartości nominalnej 750 mln EUR wyemitowanych przez ORLEN Capital oraz gwarantowanych przez PKN ORLEN.
Dnia 9 listopada 2022 roku agencja ratingowa Fitch Ratings podwyższyła rating z poziomu BBB- do BBB+ :
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 91 / 141
dla programu emisji średnioterminowych euroobligacji PKN ORLEN oraz serii A euroobligacji o wartości nominalnej 500 mln EUR,
euroobligacji o wartości nominalnej 750 mln EUR wyemitowanych przez ORLEN Capital oraz gwarantowanych przez PKN ORLEN.
Dnia 17 listopada 2022 roku agencja ratingowa Fitch Ratings podwyższyła długoterminowy rating dla programu
średnioterminowych euroobligacji (EMTN) wyemitowanych przez Grupę Energa z BBB- do BBB+. Następnie w dniu 21 grudnia
2022 roku Agencja potwierdziła ten rating.
Obligacje senioralne spółki celowej B8 Spółka z ograniczoną odpowiedzialnością Baltic S.K.A. dotyczą finansowania
zagospodarowania złoża ropy naftowej na Morzu Bałtyckim i objęte są zabezpieczeniami, takimi jak: zastawy rejestrowe na akcjach
i udziałach, rzeczowych aktywach trwałych, wierzytelnościach, rachunkach bankowych, hipoteka morska na platformie
„Petrobaltic”, pełnomocnictwo do rachunków bankowych.
Rozliczenie obligacji senioralnych przypadających do wykupu 31 grudnia 2022 roku nastąpiło – zgodnie z zapisami Umowy
Programu Emisji Obligacji - w dniu 2 stycznia 2023 (pierwszy dzień roboczy po 31 grudnia 2022).
14.8. Dług netto i zarządzanie kapitałem
14.8.1. Zmiana stanu zobowiązań wynikających z działalności finansowej oraz długu netto
Kredyty i
pożyczki
Obligacje
Środki
pieniężne
Lokaty
krótkoterminowe
Dług netto
Leasing
Zmiana stanu
zobowiązań z
działalności
finansowej
( A )
( B )
( C )
(D)
( A + B - C - D)
( E )
( A + B + E)
01/01/2022
4 067
11 104
2 896
-
12 275
5 555
20 726
Zmiany pieniężne
wpływy/(wypływy) netto
(10 598)
(826)
231
4
(11 659)
(892)
(12 316)
połączenie jednostek *
-
-
-
-
-
-
-
odsetki i prowizje zapłacone
(349)
(304)
-
-
(653)
(211)
(864)
Zmiany niepieniężne
różnice kursowe
65
83
661
-
(513)
45
193
wycena zadłużenia
301
386
-
-
687
235
922
połączenie jednostek *
15 044
252
17 668
23
(2 395)
3 779
19 075
nowe umowy leasingowe, zwiększenie
wynagrodzenia leasingowego
-
-
-
-
-
1 913
1 913
pozostałe **
-
-
-
-
-
(160)
(160)
31/12/2022
8 530
10 695
21 456
27
(2 258)
10 264
29 489
Kredyty i
pożyczki
Obligacje
Środki
pieniężne
Lokaty
krótkoterminowe
Dług netto
Leasing
Zmiana stanu
zobowiązań z
działalności
finansowej
( A )
( B )
( C )
(D)
( A + B - C - D)
( E )
( A + B + E)
01/01/2021
3 996
10 364
1 240
60
13 060
5 214
19 574
Zmiany pieniężne
-
-
-
-
-
wpływy/(wypływy) netto
(313)
773
1 367
(62)
(845)
(701)
(241)
nabycie jednostek zależnych
-
-
183
-
(183)
-
-
odsetki i prowizje zapłacone
(61)
(257)
-
-
(318)
(151)
(469)
Zmiany niepieniężne
-
-
-
-
-
-
różnice kursowe
40
(80)
106
2
(148)
29
(11)
wycena zadłużenia
70
304
-
-
374
158
532
nabycie jednostek zależnych
335
-
-
-
335
126
461
nowe umowy leasingowe, zwiększenie
wynagrodzenia leasingowego
-
-
-
-
-
1 023
1 023
pozostałe **
-
-
-
-
-
(143)
(143)
31/12/2021
4 067
11 104
2 896
-
12 275
5 555
20 726
* pozycja zawiera również rozpoznanie wspólnego działania w Rafinerii Gdańskiej na moment początkowego ujęcia
** pozostałe zmiany niepieniężne obejmują głównie likwidację oraz naliczone opłaty leasingowe, z których większość została opłacona i wykazana w zmianach
pieniężnych w pozycji wpływy/(wypływy) netto.
Grupa definiuje dług netto jako: długoterminowe i krótkoterminowe kredyty, pożyczki, obligacje pomniejszone o środki pieniężne
oraz lokaty krótkoterminowe.
14.8.2. Polityka zarządzania kapitałem własnym
Zarządzanie kapitałem własnym prowadzone w skali Grupy ma na celu zapewnienie bezpieczeństwa finansowego Grupy
w procesie kontynuowania działalności przy jednoczesnej maksymalizacji rentowności dla akcjonariuszy w szczególności poprzez:
- zapewnienie dostępu do płynności dla spółek Grupy i rozwój efektywnych struktur dystrybucji płynności w ramach Grupy;
- dywersyfikację źródeł finansowania zewnętrznego i utrzymanie ich długiego terminu zapadalności z uwzględnieniem źródeł
bankowych i poza bankowych.
Powyższe działania realizowane są w oparciu o stałe monitorowanie:
- wartości kowenantów zawartych w umowach kredytowych PKN ORLEN oraz Grupy (nota 14.7.1);
- ratingu inwestycyjnego PKN ORLEN.
Ogłoszona w lutym 2023 roku Strategia Grupy ORLEN do 2030 roku, zakłada politykę dywidendową PKN ORLEN opartą na
wysokości 40% skorygowanych wolnych przepływów pieniężnych, wygenerowanych przez Grupę w poprzednim roku obrotowym.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 92 / 141
Jednocześnie przyjęty został poziom minimalny, tzw. dywidenda bazowa (gwarantowana), która wyniesie 4 PLN na jedną akcję
dla 2022 roku i będzie sukcesywnie zwiększana o 15 groszy co roku, aż do poziomu 5,2 PLN na jedną akcję w 2030 roku.
Dywidenda za lata poprzednie wypłacona w 2022 roku i w 2021 roku wyniosła 3,50 PLN na 1 akcję.
14.9. Kapitał własny
WYBRANE ZASADY RACHUNKOWOŚCI
Kapitał podstawowy
Kapitał wniesiony przez akcjonariuszy wykazywany według wartości nominalnej, w wysokości zgodnej z aktem założycielskim Jednostki
Dominującej oraz wpisem do Krajowego Rejestru Sądowego.
Kapitał podstawowy na dzień 31 grudnia 1996 roku, na podstawie MSR 29 § 24 i 25, został przeszacowany w oparciu o miesięczne wskaźniki
wzrostu cen towarów i usług konsumpcyjnych.
Kapitał z emisji akcji powyżej ich wartości nominalnej
Kapitał tworzony z nadwyżki ceny emisyjnej akcji powyżej ich wartości nominalnej pomniejszonej o koszty tej emisji. Kapitał z emisji akcji powyżej
ich wartości nominalnej na dzień 31 grudnia 1996 roku, na podstawie MSR 29 § 24 i 25, został przeszacowany w oparciu o miesięczne wskaźniki
wzrostu cen towarów i usług konsumpcyjnych.
Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń
Kapitał obejmuje wycenę i rozliczenie instrumentów zabezpieczających spełniających wymogi rachunkowości zabezpieczeń przepływów
pieniężnych.
Różnice kursowe z przeliczenia jednostek działających za granicą
Efekt przeliczenia sprawozdań finansowych zagranicznych spółek Grupy na PLN w ramach procedur konsolidacyjnych.
Kapitał z aktualizacji wyceny
Kapitał z aktualizacji wyceny obejmuje zmiany wartości godziwej aktywów finansowych wycenianych do wartości godziwej przez inne całkowite
dochody oraz różnice pomiędzy wartością księgową netto a wartością godziwą nieruchomości inwestycyjnych na dzień ich przeklasyfikowania
z nieruchomości zajmowanych przez Grupę do nieruchomości inwestycyjnych.
Zyski zatrzymane
obejmują:
- kapitał zapasowy tworzony i wykorzystywany zgodnie z Ustawą Kodeks Spółek Handlowych,
- zyski i straty aktuarialne dotyczące świadczeń pracowniczych po okresie zatrudnienia,
- zysk/stratę bieżącego okresu sprawozdawczego,
- pozostałe kapitały tworzone i wykorzystywane według zasad określonych przepisami prawa.
Zysk/(strata) na jedną akcje
Zysk/(strata) na jedną akcję jest obliczany poprzez podzielnie zysku lub straty netto za dany okres, która przypada na zwykłych akcjonariuszy
Jednostki Dominującej, przez średnią ważoną liczbę akcji zwykłych występujących w ciągu danego okresu. Rozwodniony zysk/(strata) na jedną
akcję dla każdego okresu jest obliczany poprzez podzielenie zysku/(straty) netto za dany okres skorygowanego o zmiany zysku/(straty)
wynikające z zamiany potencjalnych akcji zwykłych na akcje zwykłe przez skorygowaną średnią ważoną liczbę akcji zwykłych. Zysk/(stratę)
przypadającą na zwykłych akcjonariuszy Jednostki Dominującej zwiększa się o kwotę dywidend po opodatkowaniu oraz odsetek zaliczonych do
danego okresu, odnoszących się do rozwadniających potencjalnych akcji zwykłych oraz koryguje się o wszelkie inne zmiany przychodów i
kosztów, które wynikałyby z zamiany rozwadniających akcji zwykłych na akcje zwykłe. Rozwodniony zysk na jedną akcję jest równy
podstawowemu zyskowi na jedną akcję, ponieważ w Grupie nie występują instrumenty rozwadniające.
14.9.1. Kapitał podstawowy
31/12/2022
31/12/2021
Kapitał zakładowy
1 451
535
Korekta z tytułu przeszacowania kapitału zakładowego
523
523
1 974
1 058
Kapitał zakładowy Polskiego Koncernu Naftowego ORLEN S.A. zgodnie z Krajowym Rejestrem Sądowym na dzień 31 grudnia
2022 roku oraz na dzień 31 grudnia 2021 roku podzielony był odpowiednio na 1 160 942 049 i 427 709 061 akcji zwykłych o
wartości nominalnej 1,25 PLN każda. Zwiększenie kapitału zakładowego Spółki w 2022 roku nastąpiło w drodze emisji akcji
połączeniowych wydanych akcjonariuszom LOTOS i PGNiG zgodnie z ustalonym parytetem wymiany w wyniku
przeprowadzonego procesu połączenia PKN ORLEN z Grupą LOTOS i PGNiG. Dodatkowe informacje nota 7.3.1 i 7.3.2.
Liczba wyemitowanych akcji
Seria A
Seria B
Seria C
Seria D
Seria E
Seria F
Razem
336 000 000
6 971 496
77 205 641
7 531 924
198 738 864
534 494 124
1 160 942 049
Każda nowa emisja akcji w Polsce jest oznaczana jako kolejna seria. Akcje wszystkich powyższych serii mają takie same prawa.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 93 / 141
Struktura akcjonariatu
Liczba akcji / głosów
Udział w kapitale
podstawowym
Skarb Państwa *
579 310 079
49,90%
Nationale-Nederlanden OFE **
58 748 000
5,06%
Pozostali
522 883 970
45,04%
1 160 942 049
100,00%
* zgodnie z informacjami z Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia PKN ORLEN zwołanego na 22 marca 2023 roku
14.9.2. Kapitał z emisji akcji powyżej ich wartości nominalnej
31/12/2022
31/12/2021
Kapitał z emisji akcji powyżej ich wartości nominalnej
46 288
1 058
Koszty związane z emisją
(52)
-
Korekta z tytułu przeszacowania kapitału z emisji akcji powyżej ich wartości nominalnej
169
169
46 405
1 227
14.9.3. Akcje własne
W pozycji akcje własne zaprezentowano wyemitowane akcje połączeniowe, które nie zostały wydane byłym akcjonariuszom Grupy
LOTOS oraz byłym akcjonariuszom PGNiG w ramach zrealizowanych połączeń z uwagi na przyjęty parytet wymiany akcji oraz przyjęte
zaokrąglenie (więcej informacji w notach 7.3.1 oraz 7.3.2). Zatrzymane w Spółce akcje własne (odpowiednio 7.220 akcji serii E oraz
26 938 akcji serii F) zostaną przeznaczone na zbycie, umorzenie lub inny prawnie dopuszczalny cel.
14.9.4. Zyski zatrzymane
31/12/2022
31/12/2021
Kapitał zapasowy
45 399
35 774
Pozostałe kapitały
876
871
Zyski i straty aktuarialne
124
(6)
Zysk netto okresu przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej
33 488
11 122
79 887
47 761
14.9.5. Kapitał własny przypadający udziałom niekontrolującym
31/12/2022
31/12/2021
Grupa Energa
1 029
854
Grupa Polska Press
5
-
RUCH S.A.
(27)
-
SIGMA BIS S.A.
4
-
Pozostałe
-
17
1 011
871
31/12/2022
31/12/2021
Stan na początek okresu
871
793
Udział w zysku/(stracie) netto, w tym:
142
66
Grupa ENERGA
177
89
Pozostałe
(35)
(23)
Udział w składnikach innych całkowitych dochodów
4
7
Zmiana struktury udziału niekontrolującego
(5)
-
Nabycie jednostek zależnych
-
9
Likwidacja spółki
-
(3)
Wypłacone i zadeklarowane dywidendy
(3)
(1)
Pozostałe
2
-
1 011
871
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 94 / 141
Skrócone informacje finansowe GRUPY ENERGA
2022
2021
Przychody ze sprzedaży
20 444
13 791
Koszt własny sprzedaży, w tym:
(17 802)
(10 969)
amortyzacja
(1 136)
(1 072)
Zysk brutto na sprzedaży
2 642
2 822
Koszty sprzedaży
(975)
(927)
Koszty ogólnego zarządu
(397)
(325)
Pozostałe przychody i koszty operacyjne netto
215
(94)
(Strata)/odwrócenie straty z tytułu utraty wartości należności handlowych
(88)
(69)
Udział w wyniku finansowym jednostek wycenianych metodą praw własności
71
226
Zysk z działalności operacyjnej
1 468
1 633
Przychody i koszty finansowe netto
(343)
27
(Strata)/odwrócenie straty z tytułu utraty wartości pożyczek i odsetek od należności handlowych
(6)
(7)
Zysk przed opodatkowaniem
1 119
1 653
Podatek dochodowy
(169)
(397)
Zysk netto
950
1 256
Całkowite dochody netto
983
1 328
31/12/2022
31/12/2021
Aktywa trwałe
21 557
18 329
Aktywa obrotowe
5 738
2 951
środki pieniężne
1 101
341
pozostałe aktywa obrotowe
4 637
2 610
Aktywa razem
27 295
21 280
Kapitał własny razem
11 682
10 112
Zobowiązania długoterminowe, w tym:
6 157
6 467
kredyty
3 485
3 791
rezerwy
687
721
Zobowiązania krótkoterminowe, w tym:
9 456
4 701
zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
3 378
1 703
kredyty
3 146
1 426
rezerwy
2 539
1 112
Zobowiązania razem
15 613
11 168
Pasywa razem
27 295
21 280
Dług netto
5 530
4 876
W 2022 roku oraz w 2021 roku nie wystąpiły znaczące ograniczenia w jednostkach zależnych z istotnym udziałem niekontrolującym
wynikające z umów kredytowych, wymogów regulacyjnych i innych ustaleń umownych, które ograniczałyby dostęp do aktywów
oraz rozliczania zobowiązań Grupy.
14.9.6. Propozycja podziału zysku Jednostki Dominującej za 2022 rok oraz wypłaty dywidendy w 2023 roku
Biorąc pod uwagę realizację polityki dywidendowej Koncernu przedstawionej w Strategii 2030, Zarząd Spółki rekomenduje podział
zysku netto osiągniętego przez PKN ORLEN S.A. w roku 2022 w wysokości 27 261 937 353,96 PLN w taki sposób, aby kwotę
6 385 181 269,50 PLN przeznaczyć na wypłatę dywidendy (5 ,50 PLN na 1 akcję), natomiast pozostałą kwotę, tj. 20 876 756 084,46
PLN przeznaczyć na kapitał zapasowy Spółki. Zarząd Spółki proponuje ustalić dzień 10 sierpnia 2023 roku jako dzień dywidendy oraz
dzień 31 sierpnia 2023 roku jako termin wypłaty dywidendy. Rekomendacja Zarządu zostanie przedstawiona Zwyczajnemu Walnemu
Zgromadzeniu PKN ORLEN, które podejmie ostateczną decyzję w tej kwestii.
14.9.7. Podział zysku Jednostki Dominującej za 2021 rok
Zwyczajne Walne Zgromadzenie Akcjonariuszy PKN ORLEN w dniu 25 maja 2022 roku podzieliło zysk netto PKN ORLEN za rok 2021
w kwocie 8 397 702 761,43 PLN w następujący sposób:. kwotę 1 496 981 713,50 PLN przeznaczyć na wypłatę dywidendy (3, 50 PLN na
1 akcję), natomiast pozostałą kwotę, tj. 6 900 721 047,93 PLN przeznaczyć na kapitał zapasowy Spółki
14.9.8. Zysk na jedną akcje
2022
2021
Zysk netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej
33 488
11 122
Liczba akcji
1 160 942 049
427 709 061
Zysk netto i rozwodniony zysk netto na jedną akcję przypadający akcjonariuszom
jednostki dominującej (w PLN na akcję)
28,85
26,00
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 95 / 141
14.10. Instrumenty pochodne oraz pozostałe aktywa i zobowiązania
14.10.1 Instrumenty pochodne oraz pozostałe aktywa
Długoterminowe
Krótkoterminowe
Razem
31/12/2022
31/12/2021
31/12/2022
31/12/2021
31/12/2022
31/12/2021
Instrumenty pochodne zabezpieczające przepływy
pieniężne
1 124
68
1 452
159
2 576
227
forwardy walutowe
787
68
568
159
1 355
227
swapy towarowe
291
-
856
-
1 147
-
futures towarowy
3
-
17
-
20
-
swapy walutowe
43
-
11
-
54
-
Instrumenty pochodne niewyznaczone dla celów
rachunkowości zabezpieczeń
381
261
1 879
985
2 260
1 246
forwardy walutowe
2
-
12
4
14
4
swapy towarowe
-
-
85
132
85
132
swapy walutowo - procentowe
156
202
97
48
253
250
swapy procentowe
-
2
4
4
4
6
swapy walutowe
-
-
78
-
78
-
futures towarowy w tym:
191
42
714
796
905
838
uprawnienia do emisji CO
2
94
42
59
796
153
838
energia elektryczna
-
-
146
-
146
-
gaz ziemny
97
-
509
-
606
-
forwardy towarowe w tym:
-
-
885
-
885
-
energia elektryczna
-
-
366
-
366
-
gaz ziemny
-
-
519
-
519
-
pozostałe
32
15
4
1
36
16
Instrumenty pochodne zabezpieczające wartość godziwą
-
14
28
5
28
19
swapy towarowe
-
14
28
5
28
19
Instrumenty pochodne
1 505
343
3 359
1 149
4 864
1 492
Pozostałe aktywa finansowe
2 584
133
10 310
423
12 894
556
należności z tytułu rozliczonych instrumentów
pochodnych
-
-
1 024
155
1 024
155
aktywa finansowe wyceniane w wartości
godziwej przez inne całkowite dochody
324
81
-
-
324
81
aktywa finansowe wyceniane w wartości
godziwej przez wynik finansowy
94
5
267
-
361
5
korekta pozycji zabezpieczanej
-
-
8
-
8
-
depozyty zabezpieczające
-
-
8 774
265
8 774
265
lokaty krótkoterminowe
-
-
27
-
27
-
pożyczki udzielone
524
1
129
1
653
2
nabyte papiery wartościowe
471
-
8
-
479
-
środki pieniężne o ograniczonej możliwości dysponowania
898
-
41
-
939
-
pozostałe
273
46
32
2
305
48
Pozostałe aktywa niefinansowe
1 465
593
-
-
1 465
593
nieruchomości inwestycyjne
619
327
-
-
619
327
akcje i udziały niekonsolidowanych spółek zależnych
128
-
-
-
128
-
pozostałe *
718
266
-
-
718
266
Pozostałe aktywa
4 049
726
10 310
423
14 359
1 149
* Pozycję pozostałe stanowią głównie zaliczki na aktywa trwałe. Wzrost wynika z prowadzonych w Grupie Energa projektów dotyczących budowy elektrowni gazowo-parowych, w Grupie Lietuva
projektu instalacji konwersji oraz wpłaconych zaliczek w GK PGNiG Termika na nabycie prawa użytkowania wieczystego gruntów oraz prawa własności budynków i budowli.
Środki pieniężne o ograniczonej możliwości dysponowania to głównie środki Funduszu Likwidacji Zakładu Górniczego (FLZG),
zgromadzone na wydzielonych rachunkach w związku z zabezpieczeniem przyszłych kosztów likwidacji kopalń i złóż. FLZG tworzony
jest na mocy Ustawy Prawo geologiczne i górnicze, która nakłada na Grupę obowiązek likwidacji zakładów górniczych po zakończeniu
użytkowania. Środki funduszu stanowią środki pieniężne o ograniczonej możliwości dysponowania wg MSR 7 i prezentowane są w grupie
aktywów długoterminowych z uwagi na ich wieloletni charakter. Środki funduszu pochodzącego z odpisów zwiększa się o wpływy
pochodzące z oprocentowania aktywów funduszu. Z uwagi na ograniczenia formalno-prawne związane z możliwością wykorzystania tych
środków tylko na określony cel realizowany w okresie wieloletnim, środki FLZG prezentowane są w sprawozdaniu z sytuacji finansowej
Grupy w części aktywów trwałych jako Pozostałe aktywa.
Na dzień 31 grudnia 2022 roku składnikami nieruchomości inwestycyjnych były głównie budynki socjalno-biurowe oraz grunty.
W zależności od charakteru nieruchomości do oszacowania wartości godziwej stosowano metodę porównawczą lub dochodową na bazie
operatów szacunkowych sporządzonych przez niezależnych ekspertów, wykorzystując obserwowalne informacje z rynku (poziom
hierarchii 2 – wartość 185 mln PLN) lub metodę dochodową na bazie planowanych przyszłych przepływów pieniężnych (poziom hierarchii
3 – wartość 434 mln PLN). Metodę porównawczą stosowano przy założeniu, że wartość wycenianej nieruchomości jest równa cenie
możliwej do uzyskania na rynku za nieruchomość o podobnym charakterze Wzrost w 2022 roku dotyczy kompleksu biurowo –
mieszkalnego włączonego do Grupy ORLEN w ramach transakcji połączenia z Grupą PGNiG w wysokości 248 mln PLN.
Na dzień 31 grudnia 2022 roku w pozycji Aktywa finansowe wycenione w wartości godziwej przez wynik finansowy Grupa
zaprezentowała głównie oszacowaną wartość godziwą akcji i udziałów spółek, które zostaną zbyte w ramach realizacji Środków
Zaradczych w związku z połączeniem z Grupą LOTOS w kwocie 267 mln PLN. Dodatkowe informacje w nocie 7.3.1.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 96 / 141
Na dzień 31 grudnia 2022 roku oraz 31 grudnia 2021 roku Grupa posiada depozyty zabezpieczające niespełniające definicji
ekwiwalentów środków pieniężnych dotyczące głównie zabezpieczenia rozliczeń transakcji zabezpieczających ryzyko towarowe
zawartych z instytucjami finansowymi oraz na giełdach towarowych, w łącznej wysokości odpowiednio 8 741 mln PLN i 250 mln PLN.
Znaczący wpływ na wzrost wartości depozytów zabezpieczających na dzień 31 grudnia 2022 miało połączenie z Grupą PGNiG.
Zmiana z tego tytułu wyniosła 8 019 mln PLN. Pozostałe zmiany to wpływ wyceny transakcji zawartych:
na giełdzie ICE oraz połączenie portfeli transakcyjnych PKN ORLEN i Grupy LOTOS S.A. w zakresie uprawnień do emisji CO
2
,
na giełdzie TGE oraz połączenie portfeli transakcyjnych PKN ORLEN, Grupy LOTOS S.A. i PGNiG S.A. w IRGiT.
Pozycję pożyczki udzielone stanowią głównie pożyczki będące nabytymi aktywami w związku z połączeniami z Grupą LOTOS S.A.
oraz Grupą PGNiG: dla Grupy Azoty Polyolefins S.A. w wysokości 232 mln PLN oraz dla spółek z Grupy PGNiG nieobjętych
konsolidacją w wysokości 409 mln PLN.
14.10.1.1 Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej przez inne całkowite dochody
Inwestycje w instrumenty kapitałowe,
wyceniane w wartości godziwej przez
inne całkowite dochody
Wartość godziwa składnika
aktywów
Dywidendy ujęte w trakcie okresu
sprawozdawczego, odnoszące się do
inwestycji utrzymywanych na koniec
okresu sprawozdawczego
Wskazanie przyczyny zastosowania danego
wariantu prezentacji
31/12/2022
31/12/2021
31/12/2022
31/12/2021
Naftoport Sp. z o.o.
-
40
-
3
Instrumenty nabyte nieprzeznaczone do obrotu, bez
wpływu reklasyfikacji zysków/strat na wynik finansowy
Bank Ochrony Środowiska S.A.
39
23
-
-
Wodkan S.A.
1
2
-
-
Pieridae Energy Limited
15
4
-
-
ElectroMobility Poland
13
12
-
-
Grupa Azoty Polyolefins S.A.
256
-
-
-
324
81
-
3
Na skutek połączenia z Grupą LOTOS udział PKN ORLEN w inwestycji w Naftoport wzrósł o 8,97%. Na 31 grudnia 2022 roku
udział PKN ORLEN wynosi 26,92%. W związku z tym inwestycja została zaklasyfikowana jako inwestycja w jednostkę
stowarzyszoną wycenianą przy zastosowaniu metody praw własności.
14.10.2 Instrumenty pochodne oraz pozostałe zobowiązania
Długoterminowe
Krótkoterminowe
Razem
31/12/2022
31/12/2021
31/12/2022
31/12/2021
31/12/2022
31/12/2021
Instrumenty pochodne zabezpieczające przepływy
pieniężne
4 491
702
8 394
42
12 885
744
forwardy walutowe
298
702
80
31
378
733
swapy towarowe
4 190
-
8 274
11
12 464
11
futures towarowy
3
-
39
-
42
-
swapy walutowe
-
-
1
-
1
-
Instrumenty pochodne niewyznaczone dla celów
rachunkowości zabezpieczeń
122
3
4 437
419
4 559
422
forwardy walutowe
2
-
71
21
73
21
swapy towarowe
-
-
3 090
125
3 090
125
swapy walutowo - procentowe
-
-
-
52
-
52
swapy walutowe
-
-
74
-
74
-
futures towarowy w tym:
30
3
616
122
646
125
uprawnienia do emisji CO
2
1
3
3
122
4
125
energia elektryczna
-
-
40
-
40
-
gaz ziemny
29
-
573
-
602
-
forwardy towarowe w tym:
90
-
586
99
676
99
energia elektryczna
27
-
144
99
171
99
gaz ziemny
63
-
442
-
505
-
Instrumenty pochodne zabezpieczające wartość godziwą
-
-
8
-
8
-
swapy towarowe
-
-
8
-
8
-
Instrumenty pochodne
4 613
705
12 839
461
17 452
1 166
Pozostałe zobowiązania finansowe
259
179
1 517
76
1 776
255
zobowiązania z tytułu rozliczonych
instrumentów pochodnych
-
-
1 419
25
1 419
25
zobowiązania inwestycyjne
84
77
-
-
84
77
korekta pozycji zabezpieczanej
-
14
28
5
28
19
zobowiązania do zwrotu wynagrodzenia
-
-
32
23
32
23
depozyty zabezpieczające
-
-
28
18
28
18
pozostałe *
175
88
10
5
185
93
Pozostałe zobowiązania niefinansowe
486
416
485
62
971
478
zobowiązania z tytułu umów z klientami
30
9
-
-
30
9
przychody przyszłych okresów
456
407
485
62
941
469
Pozostałe zobowiązania
745
595
2 002
138
2 747
733
* W 2022 roku i 2021 roku pozycja pozostałe w pozostałych zobowiązaniach finansowych w części długoterminowej dotyczy głównie zobowiązań z tytułu
nieodpłatnych świadczeń w kwocie odpowiednio 68 mln PLN i 26 mln PLN oraz otrzymanych kaucji zabezpieczających w kwocie 86 mln PLN i 53 mln PLN.
Opis zmian instrumentów pochodnych niewyznaczonych do rachunkowości zabezpieczeń został zaprezentowany w nocie 13.10, 13.11
i 13.12.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 97 / 141
Pozycja należności z tytułu rozliczonych instrumentów pochodnych oraz zobowiązania z tytułu rozliczonych instrumentów pochodnych
dotyczą instrumentów pochodnych, których termin zapadalności przypada na koniec okresu sprawozdawczego lub wcześniej, natomiast
termin płatności przypada już po dniu bilansowym. Na dzień 31 grudnia 2022 roku w pozycjach tych została ujęta wartość zapadłych
swapów towarowych zabezpieczających marżę rafineryjną, zabezpieczenie asfaltów oraz gazu ziemnego. Wzrost wartości sald wynika
głównie z ujęcia gazu ziemnego dotyczącego Grupy PGNiG.
14.10.2.1 Przychody przyszłych okresów
WYBRANE ZASADY RACHUNKOWOŚCI
Dotacje
Dotacje są ujmowane, jeżeli istnieje uzasadniona pewność, że dotacja zostanie uzyskana oraz spełnione zostaną wszystkie związane z nią
warunki.
Dotacje dotyczące składników rzeczowych aktywów trwałych są ujmowane jako przychody przyszłych okresów i są rozliczane w sposób
systematyczny w pozostałe przychody operacyjne na przestrzeni okresu użytkowania składnika aktywów podlegającego amortyzacji.
Dotacje dotyczące pozycji kosztowych są ujmowane jako pomniejszenie kosztów w momencie ich poniesienia, a nadwyżkę otrzymanej dotacji
ponad wartość odpowiednich kosztów ujmuje się w pozostałych przychodach operacyjnych.
PROFESJONALNY OSĄD
Inwestycyjne ulgi podatkowe
Spółki z Grupy korzystają z pomocy rządowej w formie podatkowych ulg inwestycyjnych otrzymywanych bezpośrednio w związku z nabyciem
lub wytworzeniem składników rzeczowych aktywów trwałych. W przypadku, gdy przyznanej uldze inwestycyjnej nie towarzyszy zmniejszenie
wartości podatkowej nabytych lub wytworzonych aktywów, a wysokość ulgi oparta jest o wartość wydatków kwalifikowanych, które wchodzą w
skład ceny nabycia bądź kosztu wytworzenia składnika aktywów i może być ona wykorzystana tylko w odniesieniu do dochodu generowanego
przez nabyty lub wytworzony składnik aktywów, Grupa stosuje zasady rachunkowości oparte o wytyczne zawarte w Krajowym Standardzie
Rachunkowości nr 2 w odniesieniu do ujęcia premii inwestycyjnych. Tym samym Grupa ujmuje otrzymaną podatkową ulgę inwestycyjną jako
dotację i rozlicza ją w sposób systematyczny w pozostałe przychody operacyjne na przestrzeni średnioważonego okresu użytkowania składników
aktywów, w odniesieniu do których ta ulga została przyznana.
31/12/2022
31/12/2021
Długoterminowe
456
407
Dotacje
449
402
Pozostałe
7
5
Krótkoterminowe
485
62
Dotacje
103
39
Pozostałe
382
23
941
469
Pozycja przychody przyszłych okresów na dzień 31 grudnia 2022 roku i 31 grudnia 2021 roku obejmuje przede wszystkim nierozliczoną
część otrzymanych, głównie w latach poprzednich, dotacji na aktywa trwałe w wysokości odpowiednio 478 mln PLN i 316 mln PLN.
14.11. Rezerwy
WYBRANE ZASADY RACHUNKOWOŚCI
Rezerwy
Rezerwy tworzy się w wysokości stanowiącej najbardziej właściwy szacunek nakładów niezbędnych do wypełnienia obecnego obowiązku na koniec
okresu sprawozdawczego. Wysokość rezerw jest weryfikowana na bieżąco w trakcie okresu sprawozdawczego w celu skorygowania ich do wysokości
szacunków zgodnych ze stanem wiedzy na ten dzień. W przypadku, gdy wpływ zmian wartości pieniądza w czasie jest istotny, wysokość rezerwy ustalana
jest na poziomie bieżącej wartości spodziewanych przyszłych wydatków koniecznych do uregulowania zobowiązania.
Rezerwa na koszty likwidacji i środowiskowa
Grupa tworzy rezerwę na przyszłe zobowiązania z tytułu kosztów rekultywacji skażonego środowiska gruntowo-wodnego, koszty likwidacji odwiertów
kopalnianych i magazynowych lub eliminacji szkodliwych substancji w przypadku występowania prawnego lub zwyczajowo oczekiwanego obowiązku
wykonania tych czynności. Wysokość rezerw podlega okresowej weryfikacji uwzględniającej aktualizację szacunku kosztów przewidzianych do
poniesienia według cen bieżących oraz ocenę stopnia zanieczyszczenia. Zmiany rezerwy zwiększają lub zmniejszają w bieżącym okresie wartość
składnika aktywów wywołującego obowiązek rekultywacji, za wyjątkiem zmian wynikających z okresowego odwracania dyskonta, które Grupa ujmuje jako
koszt finansowy w momencie poniesienia. W przypadku, gdy zmniejszenie rezerwy jest większe od wartości bilansowej składnika aktywów, kwotę tej
nadwyżki ujmuje się w wyniku finansowym.
W przypadku rezerw na koszty likwidacji odwiertów poszukiwawczych, eksploatacyjnych i magazynowych, gdy rezerwy dotyczą kosztów likwidacji
odwiertów stanowiących aktywa z tytułu poszukiwania i oceny zasobów mineralnych, wartość zdyskontowanej rezerwy zwiększa wartość tych rzeczowych
aktywów trwałych i po przejściu do etapu zagospodarowania i wydobycia zasobów mineralnych (eksploatacji) amortyzowana jest w okresie
przewidywanego, ekonomicznego użytkowania odwiertów. Wartość rezerw na koszty likwidacji odwiertów poszukiwawczych, eksploatacyjnych i
magazynowych uwzględnia również część kosztów likwidacji, która zostanie pokryta z środków zgromadzonych na Funduszu Likwidacji Zakładu
Górniczego (FLZG).
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 98 / 141
FLZG tworzony jest na mocy Ustawy Prawo geologiczne i górnicze, która nakłada na Grupę obowiązek likwidacji zakładów górniczych po zakończeniu
użytkowania. Środki FLZG są gromadzone na wyodrębnionym rachunku bankowym i mogą być wykorzystane wyłącznie w celu pokrycia kosztów likwidacji
zakładu górniczego lub jego oznaczonej części, a w szczególności kosztów:
likwidacji i zabezpieczania otworów eksploatacyjnych, magazynowych, zrzutowych, obserwacyjnych i piezometrycznych,
likwidacji zbędnych obiektów oraz demontażu maszyn i urządzeń,
rekultywacji gruntów i zagospodarowania terenów po działalności górniczej,
utrzymania obiektów przeznaczonych do likwidacji w kolejności zapewniającej bezpieczeństwo ruchu zakładu górniczego.
Grupa tworzy również rezerwy na przyszłe zobowiązania z tytułu poniesienia obowiązkowych kosztów rekultywacji, remediacji i działań naprawczych
dzierżawionych gruntów/działek przed przekazaniem gruntu leasingodawcy po zakończeniu umowy.
Zmiany stanu rezerw wynikające ze zmiany stopy dyskonta (z tytułu upływu czasu) ujmowane są w rachunku zysków i strat, natomiast zmiany
szacowanego kosztu rekultywacji, remediacji i działań naprawczych korygują wartość składnika, którego dotyczy rezerwa. Zmiany stanu wysokości rezerw
będące skutkiem zmian szacunków wynikających np. z dokonania wcześniejszej rekultywacji terenu są traktowane jako korekta wartości składnika z tytułu
prawa do użytkowania i zwiększenia wartości rezerwy do wartości faktycznie poniesionych kosztów rekultywacji.
Nagrody jubileuszowe oraz świadczenia po okresie zatrudnienia
Zgodnie z obowiązującymi systemami wynagradzania pracownicy Grupy mają prawo do nagród jubileuszowych wypłacanych po przepracowaniu
określonej liczby lat oraz odpraw emerytalnych i rentowych wypłacanych w momencie przejścia na emeryturę lub rentę. Wysokość powyższych nagród i
odpraw zależy od stażu pracy oraz wynagrodzenia pracownika.
Nagrody jubileuszowe zalicza się do innych długoterminowych świadczeń pracowniczych, natomiast odprawy emerytalne i rentowe, świadczenia z
Zakładowego Funduszu Świadczeń Socjalnych oraz odprawy pośmiertne zalicza się do programów określonych świadczeń po okresie zatrudnienia.
Rezerwy są szacowane przez niezależnego aktuariusza i przeszacowywane w przypadku wystąpienia istotnych przesłanek mających wpływ na ich
wysokość z uwzględnieniem m.in. rotacji zatrudnienia i planowanych zmian wynagrodzeń.
Zyski i straty aktuarialne od świadczeń pracowniczych po okresie zatrudnienia ujmuje się w składnikach innych całkowitych dochodów a od pozostałych
świadczeń pracowniczych, ujmuje się w wyniku finansowym.
Emisje CO
2
, certyfikaty energetyczne
Grupa tworzy rezerwę na szacowane koszty emisji CO
2.
w okresie sprawozdawczym, która jest ujmowana w ciężar kosztów działalności podstawowej
(podatki i opłaty). Wartość rezerwy ustala się w oparciu o wartości posiadanych uprawnień z uwzględnieniem metody średniej ważonej, a w przypadku
niedoboru uprawnień na podstawie cen zakupu uprawnień określonych w zawartych kontraktach terminowych lub rynkowych notowań uprawnień do
emisji na dzień sprawozdawczy.
Certyfikaty energetyczne są to prawa majątkowe do energii i świadectwa efektywności energetycznej. Grupa tworzy rezerwy na szacowaną ilość praw do
energii i świadectw efektywności energetycznej do umorzenia w okresie sprawozdawczym, która jest ujmowana w ciężar kosztów działalności
podstawowej, jako koszty zużycia materiałów i energii w przypadku zakupu energii na potrzeby własne lub jako podatki i opłaty w przypadku sprzedaży
energii.
Obowiązek przedłożenia certyfikatów energetycznych do umorzenia lub do uiszczenia opłaty zastępczej lub uzyskania oświadczenia wraz audytem
efektywności energetycznej jest uregulowany na podstawie odrębnych przepisów.
Pozostałe rezerwy
Pozostałe rezerwy obejmują głównie rezerwy na toczące się postępowania sądowe i tworzone są na bazie dostępnych informacji, w tym opinii
niezależnych ekspertów. Grupa tworzy rezerwy w przypadku, gdy na koniec okresu sprawozdawczego na Grupie ciąży obowiązek wynikający ze zdarzeń
przeszłych, który można wiarygodnie oszacować i gdy jest prawdopodobne, że wypełnienie tego obowiązku spowoduje konieczność wydatkowania
środków zawierających w sobie korzyści ekonomiczne.
W pozycji pozostałych rezerw prezentowane są również rezerwy na umowy rodzące obciążenia. Jeżeli Grupa jest stroną umowy, na podstawie której
nieuniknione koszty wypełnienia obowiązku przeważają nad korzyściami, które według przewidywań będą uzyskane na jej mocy, obecny obowiązek
wynikający z umowy Grupa ujmuje i wycenia jako rezerwę. Na nieuniknione koszty wynikające z umowy składają się co najmniej koszty netto zakończenia
umowy, odpowiadające niższej spośród kwot kosztów wypełnienia umowy i kosztów wszelkich odszkodowań lub kar wynikających z jej niewypełnienia
SZACUNKI
Tworzenie rezerw wymaga dokonania szacunków prawdopodobieństwa wypływu środków zawierających w sobie korzyści ekonomiczne oraz określenia
wysokości stanowiącej najbardziej wiarygodny szacunek nakładów niezbędnych do wypełnienia obowiązku obecnego na koniec okresu
sprawozdawczego. Rezerwy są tworzone, gdy prawdopodobieństwo wypływu środków zawierających w sobie korzyści ekonomiczne jest większe niż
50%.
Rezerwy
Długoterminowe
Krótkoterminowe
Razem
31/12/2022
31/12/2021
31/12/2022
31/12/2021
31/12/2022
31/12/2021
Na koszty likwidacji i środowiskowa
5 951
961
209
64
6 160
1 025
Nagrody jubileuszowe i świadczenia
po okresie zatrudnienia
1 566
788
262
102
1 828
890
Emisje CO₂, certyfikaty energetyczne
-
-
9 846
5 474
9 846
5 474
Pozostałe
562
156
2 500
561
3 062
717
8 079
1 905
12 817
6 201
20 896
8 106
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 99 / 141
Zmiana stanu rezerw
Na koszty
likwidacji i
środowiskowa
Rezerwa na
nagrody jubileuszowe
i świadczenia
po okresie
zatrudnienia
Emisje CO₂,
certyfikaty
energetyczne
Pozostałe
Razem
01/01/2022
1 025
890
5 474
717
8 106
Utworzenie
1 330
49
8 302
1 518
11 199
Odwrócenie
(101)
(213)
(146)
(125)
(585)
Wykorzystanie
(77)
(160)
(6 213)
(39)
(6 489)
Połączenie jednostek *
4 081
1 260
2 323
979
8 643
Różnice kursowe
(98)
2
106
12
22
6 160
1 828
9 846
3 062
20 896
01/01/2021
1 160
1 100
1 460
843
4 563
Utworzenie
45
12
6 194
195
6 446
Odwrócenie
(199)
(149)
(26)
(253)
(627)
Wykorzystanie
(34)
(81)
(2 221)
(73)
(2 409)
Połączenie jednostek
29
6
-
11
46
Różnice kursowe
24
2
67
(6)
87
1 025
890
5 474
717
8 106
* pozycja zawiera również rozpoznanie wspólnego działania w Rafinerii Gdańskiej na moment początkowego ujęcia
14.11.1. Rezerwa środowiskowa i na koszty likwidacji
Grupa jest prawnie zobowiązana do usuwania zanieczyszczeń środowiska gruntowo-wodnego w obrębie zakładów produkcyjnych,
instalacji wytwórczych, stacji paliw, terminali paliw, stacji elektroenergetycznych, baz magazynowych, składowisk popiołu i innych
nieruchomości gruntowych
Grupa dokonała szacunków rezerwy na ryzyko środowiskowe związane z usunięciem zanieczyszczeń na podstawie analizy
przygotowanej przez niezależnego eksperta lub własne analizy uwzględniające przewidywane koszty remediacji. W zależności od rodzaju
obiektu generującego zanieczyszczenia, wartość rezerwy jest szacowana poprzez uwzględnienie częstotliwości remediacji, skali
zanieczyszczenia środowiska i osiągniętych efektów ekologicznych. Wycofanie z eksploatacji większości obiektów nastąpi w dalszej
przyszłości, co skutkuje niepewnością w zakresie oceny szczegółowych wymagań, które będą musiały zostać spełnione w momencie ich
usunięcia. Poziom niepewności jest obciążony potencjalną zmianą regulacji dotyczących m.in. ochrony środowiska, czynników
związanych ze zmianami klimatu, w tym także zwiększonego ryzyka ekstremalnych zjawisk pogodowych lub zmiany średnich opadów
deszczu, jak również oczekiwań społecznych. Czynniki dotyczące zmian klimatu i postępującej transformacji energetycznej mogą
dodatkowo wpływać na przesunięcie pierwotnych terminów realizacji prac remediacyjnych w wyniku skrócenia okresów użytkowania
aktywów trwałych i spowodować konieczność wcześniejszej rekultywacji gruntów, bądź likwidacji odwiertów lub kopalni. Jednocześnie,
istotnym czynnikiem jest postęp technologiczny, który będzie kształtował przyszłe koszty likwidacji.
Na etapie poszukiwania, zagospodarowania i wydobycia złóż węglowodorów Grupa tworzy rezerwy na koszty likwidacji odwiertów i
infrastruktury wspierającej. W ramach tej kategorii rezerwy obejmują również koszty demontażu farm wiatrowych.
Rezerwę na koszty likwidacji odwiertów tworzy się, gdy na Grupie ciąży obowiązek likwidacji dokonanych odwiertów po zakończeniu ich
wykorzystywania. W przypadku, gdy rezerwy dotyczą kosztów likwidacji odwiertów stanowiących rzeczowe aktywa trwałe wartość
zdyskontowanej rezerwy zwiększa wartość początkową odwiertów i po przejściu do fazy eksploatacji amortyzowana jest w okresie
przewidywanego, ekonomicznego użytkowania odwiertów. Późniejsze korekty wysokości rezerwy będące skutkiem zmian szacunków są
również ujmowane jako korekta wartości składnika rzeczowych aktywów trwałych. Korekty wysokości rezerwy wynikające ze zmiany
dyskonta (z tytułu upływu czasu) ujmuje się w rachunku zysków i strat.
Wartość rezerwy na koszty likwidacji odwiertów oparta jest na szacunkach przyszłych kosztów likwidacji aktywów i rekultywacji gruntów,
na które znaczący wpływ mają przyjęte stopy dyskonta oraz szacunek okresu wystąpienia przyszłych wypływów pieniężnych. Rezerwa
na przyszłe koszty likwidacji odwiertów wyliczona jest w oparciu o koszt stanowiący średni koszt likwidacji odwiertów w poszczególnych
oddziałach wydobywczych w ciągu ostatnich trzech pełnych lat poprzedzających okres sprawozdawczy, skorygowany o prognozowany
wskaźnik wzrostu cen towarów i usług konsumpcyjnych oraz zmianę wartości pieniądza w czasie. Uwzględnienie trzyletniego horyzontu
czasowego wiąże się ze zróżnicowaniem ilości likwidowanych odwiertów i ich kosztu likwidacji w poszczególnych latach.
Pozycja rezerwy środowiskowej dotyczy głównie spółek działających na terenie Polski, Czech, Litwy, Norwegii, Niemiec i Kanady. W
Republice Czeskiej, zobowiązania wynikające z zanieczyszczenia środowiska gruntowo-wodnego powstałe przed datą prywatyzacji
poszczególnych jednostek spoczywają na państwie czeskim. W przypadku zanieczyszczeń, powstałych po tej dacie, obowiązek taki
spoczywa na spółkach Grupy.
Wzrost salda rezerwy środowiskowej o 5 131 mln PLN w stosunku do poprzedniego roku wynikał głównie z połączenia z Grupą PGNiG i
Grupą LOTOS.
Grupa do kalkulacji rezerw zastosowała zmienne stopy dyskonta uwzględniające przewidywane zmiany oprocentowania 10-letnich
obligacji rządowych dla poszczególnych krajów. Dla pierwszych 5-ciu lat zastosowana stopa dyskonta uwzględnia zmienną stopę
wolną od ryzyka oszacowaną na podstawie krzywej rentowności obligacji 10-letnich.
Od roku 2028 stopa wolna od ryzyka została oszacowana jako suma celu inflacyjnego dla danego kraju oraz średniej z lat 2007-2020
spreadu pomiędzy historyczną dochodowością obligacji 10-cioletnich a historyczną inflacją odpowiednio dla danego kraju.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 100 / 141
Na dzień 31 grudnia 2022 roku i 31 grudnia 2021 roku średnia ważona stopa dyskonta przyjęta do kalkulacji rezerwy środowiskowej
wynosiła odpowiednio 4,43% i 3,90% (Polska), 2,83% i 2,27% (Kanada), 2,41% i 3,06% (Czechy) i 2,98% i 1,71% (Litwa), 2,08% i
0,01% (Niemcy) 2,64% (Norwegia na dzień 31 grudnia 2022). Stopę dyskonta skorygowano o efekt inflacji.
Grupa przeanalizowała wpływ zmiany stóp dyskonta finansowego o +/- 0,5 p.p zastosowanych do kalkulacji rezerwy środowiskowej i na
koszty likwidacji. Gdyby zastosowane stopy dyskonta wzrosły o 0,5 p.p. rezerwa byłaby niższa o 296 mln PLN, gdyby nastąpił spadek
stóp dyskonta o 0,5 p.p. rezerwa byłaby wyższa o 345 mln PLN.
14.11.2. Rezerwa na nagrody jubileuszowe i świadczenia po okresie zatrudnienia
Zmiana stanu zobowiązań z tytułu świadczeń pracowniczych
NOTA
Rezerwa na nagrody
jubileuszowe
Świadczenia po okresie
zatrudnienia
Razem
31/12/2022
31/12/2021
31/12/2022
31/12/2021
31/12/2022
31/12/2021
Stan na początek okresu
361
429
529
671
890
1 100
Koszty bieżącego zatrudnienia
29
20
23
18
52
38
Koszty odsetek
44
5
37
8
81
13
Zyski i straty aktuarialne, powstałe na
skutek zmian założeń:
(170)
(51)
(162)
(124)
(332)
(175)
demograficznych
(12)
(6)
(3)
(28)
(15)
(34)
finansowych
(200)
(65)
(190)
(131)
(390)
(196)
pozostałych
42
20
31
35
73
55
Koszty przeszłego zatrudnienia
5
2
20
(15)
25
(13)
Połączenie jednostek*
791
-
469
5
1 260
5
Różnice kursowe
-
-
1
3
1
3
Płatności w ramach programu
(93)
(44)
(56)
(37)
(149)
(81)
14.11
967
361
861
529
1 828
890
* pozycja zawiera również rozpoznanie wspólnego działania w Rafinerii Gdańskiej na moment początkowego ujęcia
Wartość księgowa zobowiązań z tytułu świadczeń pracowniczych na dzień 31 grudnia 2022 roku i 31 grudnia 2021 roku jest równa
wartości bieżącej.
Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych w podziale na pracowników aktywnych i emerytów
Pracownicy aktywni
Emeryci
Razem
31/12/2022
31/12/2021
31/12/2022
31/12/2021
31/12/2022
31/12/2021
Polska
1 577
655
216
196
1 793
851
Czechy
20
23
-
-
20
23
Litwa, Łotwa, Estonia
15
16
-
-
15
16
1 612
694
216
196
1 828
890
Rezerwa na nagrody
jubileuszowe
Świadczenia po okresie
zatrudnienia
Razem
31/12/2022
31/12/2021
31/12/2022
31/12/2021
31/12/2022
31/12/2021
Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych w
podziale na obszary geograficzne
Polska
961
354
831
497
1 792
851
Czechy
6
7
14
16
20
23
Litwa, Łotwa, Estonia
-
-
16
16
16
16
967
361
861
529
1 828
890
Analiza zapadalności świadczeń pracowniczych
do 1 roku
135
45
127
57
262
102
powyżej 1 do 5 lat
367
128
243
113
610
241
powyżej 5 lat
465
188
491
359
956
547
967
361
861
529
1 828
890
Średni ważony okres obowiązywania zobowiązania dla świadczeń po okresie zatrudnienia w 2022 roku i w 2021 roku wyniósł
odpowiednio: Polska 10 oraz 8 lat, Czechy 8 oraz 9 lat i Litwa, Łotwa, Estonia 9 oraz 10 lat.
W 2022 roku wartość rezerwy na świadczenia pracownicze zmieniła się w efekcie aktualizacji założeń, w głównej mierze w zakresie
stopy dyskonta i przewidywanej inflacji oraz zmiany wskaźnika planowanego wzrostu wynagrodzeń. Rezerwa na świadczenia
pracownicze oszacowana na bazie założeń z roku 2021 byłaby wyższa o 117 mln PLN.
Na dzień 31 grudnia 2022 roku Grupa przyjęła następujące założenia aktuarialne, które miały wpływ na wysokość rezerw
aktuarialnych dla podmiotów polskich: stopa dyskonta: 6,7%, wskaźnik wzrostu wynagrodzeń: 10% w roku 2023, 4,9% w roku
2024 oraz 2% w latach kolejnych. Dla podmiotów zagranicznych główny wpływ miała wysokość stóp dyskonta od 3,7% do 4,7%.
Grupa realizuje płatności świadczeń pracowniczych z bieżących środków. W ramach świadczeń pracowniczych w Grupie
występują również dodatkowe programy określonych składek, gdzie obowiązek jest spełniony przez odprowadzanie składek do
wyodrębnionych funduszów (Pracowniczy Program Emerytalny oraz Pracowniczy Program Kapitałowy). Koszty z tego tytułu
prezentowane są w pozycji Świadczenia pracownicze.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 101 / 141
Analiza wrażliwości na zmiany założeń aktuarialnych
Stopa dyskonta, wskaźnik rotacji pracowniczej oraz planowane wzrosty wynagrodzeń są kluczowymi założeniami używanymi w
modelu aktuarialnym. Wybór stopy dyskonta jest w głównej mierze podyktowany aktualną sytuacją na rynku obligacji Skarbu
Państwa, natomiast wybór planowanych wzrostów wynagrodzeń jest odzwierciedleniem strategii Grupy w zakresie kształtowania
polityki płacowej w przyszłości. Dodatkowo analizie poddano wpływ zmiany wskaźników rotacji pracowniczej, które również istotnie
wpływają na saldo rezerw na świadczenia pracownicze, ale zależą od historycznej rotacji pracowników Grupy. W ramach analizy
zastosowano dla tych założeń odchylenia rzędu +/- 0,5 p.p.
Polska
Założenia aktuarialne
Założone odchylenia na
31/12/2022
Wpływ na rezerwę na nagrody
jubileuszowe
Wpływ na świadczenia po
okresie zatrudnienia
Założenia demograficzne (+)
wskaźnik rotacji pracowników
+ 0,5 p.p.
(8)
(10)
Założenia finansowe (+)
stopa dyskontowa
+ 0,5 p.p.
(8)
(15)
poziom przyszłego wynagrodzenia
+ 0,5 p.p.
20
16
4
(9)
Założenia demograficzne (-)
wskaźnik rotacji pracowników
- 0,5 p.p.
18
11
Założenia finansowe (-)
stopa dyskontowa
- 0,5 p.p.
19
21
poziom przyszłego wynagrodzenia
- 0,5 p.p.
(9)
(10)
28
22
Wpływ na świadczenia po okresie zatrudnienia
Założenia aktuarialne
Założone odchylenia na
31/12/2022
Czechy
Litwa, Łotwa, Estonia
Założenia demograficzne (+)
wskaźnik rotacji pracowników
+ 0,5 p.p.
(1)
(1)
Założenia finansowe (+)
stopa dyskontowa
+ 0,5 p.p.
(1)
-
poziom przyszłego wynagrodzenia
+ 0,5 p.p.
-
1
(2)
-
Założenia demograficzne (-)
wskaźnik rotacji pracowników
- 0,5 p.p.
-
-
Założenia finansowe (-)
stopa dyskontowa
- 0,5 p.p.
1
1
poziom przyszłego wynagrodzenia
- 0,5 p.p.
-
(1)
1
-
14.11.3. Rezerwa na emisje CO
2
, certyfikaty energetyczne
Rezerwa na emisje CO₂ i certyfikaty energetyczne obejmuje głównie utworzenie rezerwy na szacowane w okresie
sprawozdawczym koszty emisji CO
2
. Na dzień 31 grudnia 2022 roku i na dzień 31 grudnia 2021 roku wartość rezerwy na emisje
CO
2
wyniosła odpowiednio 9 250 mln PLN oraz 5 234 mln PLN. Dodatkowe informacje w nocie 9.
14.11.4. Pozostałe rezerwy
Na dzień 31 grudnia 2022 roku i na dzień 31 grudnia 2021 roku wartość pozostałych rezerw wyniosła odpowiednio 3 062 mln PLN
oraz 717 mln PLN. Na wzrost pozostałych rezerw o 2 345 mln PLN w porównaniu z rokiem poprzednim miało wpływ głównie
rozpoznanie rezerwy na kontrakty generujące obciążenia w wysokości 1 068 mln PLN w następstwie wejścia w życie ustawy z
dnia 7 października 2022 roku o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej oraz wpływ
połączenia z byłą Grupą LOTOS i Grupą PGNiG w łącznej wysokości 979 mln PLN, dotyczących głównie rezerw na ryzyka
niekorzystnych rozstrzygnięć toczących się procesów administracyjnych, sądowych oraz podatkowych.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 102 / 141
15. NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SPRAWOZDANIA Z PRZEPŁYWÓW PIENIĘŻNYCH
15.1. Zysk/(Strata) z tytułu różnic kursowych
NOTA
2022
2021
Nadwyżka dodatnich/(ujemnych) różnic kursowych
zaprezentowana w sprawozdaniu z zysków lub strat i
innych całkowitych dochodów
13.12.1
13.12.2
(643)
9
Korekty zysku przed opodatkowaniem z tytułu różnic
kursowych zaprezentowane w sprawozdaniu z
przepływów pieniężnych
(178)
(152)
zrealizowane różnice kursowe dotyczące działalności inwestycyjnej i finansowej
(248)
185
niezrealizowane różnice kursowe dotyczące działalności inwestycyjnej i finansowej
116
(332)
różnice kursowe od środków pieniężnych
(46)
(5)
Różnice kursowe dotyczące działalności operacyjnej nie korygujące
zysku przed opodatkowaniem
(821)
(143)
15.2. Odsetki netto
NOTA
2022
2021
Przychody i koszty finansowe z tytułu odsetek netto zaprezentowane w sprawozdaniu z zysków
lub strat i innych całkowitych dochodów
13.12.1
13.12.2
(494)
(443)
Korekty zysku przed opodatkowaniem z tytułu odsetek zaprezentowane w sprawozdaniu z
przepływów pieniężnych
700
431
otrzymane odsetki dotyczące działalności inwestycyjnej
(44)
-
zapłacone odsetki dotyczące działalności finansowej
864
469
naliczone odsetki dotyczące działalności inwestycyjnej i finansowej
(120)
(38)
Odsetki netto dotyczące działalności operacyjnej nie korygujące zysku przed opodatkowaniem
(206)
12
15.3. (Zysk)/Strata na działalności inwestycyjnej
2022
2021
Utworzenie/(odwrócenie) odpisów aktualizujących wartość rzeczowych aktywów trwałych, wartości
niematerialnych i pozostałych składników majątku trwałego
13.10,
13.11
6 330
(811)
Zysk z tytułu okazyjnego nabycia Grupy LOTOS i Grupy PGNiG
13.10,
13.11
(14 166)
-
Zbycie 30% udziałów w Rafinerii Gdańskiej
13.11
527
-
Zysk na zmianie struktury właścicielskiej
13.10
-
(188)
Pozostałe
(70)
4
(7 379)
(995)
15.4. Zmiana stanu rezerw
2022
2021
Zmiana stanu rezerw zaprezentowana w sprawozdaniu z sytuacji finansowej
12 790
3 543
Wykorzystanie rezerwy na emisje CO₂, certyfikaty energetyczne z roku poprzedniego
6 127
2 221
Połączenie jednostek*
(8 643)
(40)
Zwiększenia/(Zmniejszenia) rezerwy środowiskowej na rzeczowe aktywa trwałe
(1 012)
139
Zyski i straty aktuarialne
162
124
Różnice kursowe
(19)
(100)
Częściowe rozwiązanie rezerw dotyczących projektu budowy Elektrowni Ostrołęka C
46
212
Zmiana stanu rezerw w sprawozdaniu z przepływów pieniężnych
9 451
6 099
* pozycja zawiera również rozpoznanie wspólnego działania w Rafinerii Gdańskiej na moment początkowego ujęcia
15.5. Pozostałe korekty
2022
2021
(dane
przekształcone)
Rozliczenie dotacji na prawa majątkowe
(2 956)
(2 661)
Depozyty zabezpieczające
3 468
190
Rozliczenie i wycena pochodnych instrumentów finansowych
325
(866)
Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej spółki sklasyfikowanej jako przeznaczone
do sprzedaży (Rafineria Gdańska)
71
-
Zmiana stanu zobowiązań z tytułu umów z klientami
(1 850)
265
Zmiana stanu przychodów przyszłych okresów
(1 581)
(39)
Pozostałe
95
35
(2 428)
(3 076)
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 103 / 141
15.6. Podatek dochodowy (zapłacony)
NOTA
2022
2021
Podatek dochodowy od zysku przed opodatkowaniem
13.14.1.
(6 963)
(2 495)
Zmiana stanu aktywów i zobowiązań z tytułu podatku odroczonego
13.14.2
1 783
24
Zmiana stanu należności i zobowiązań z tytułu podatku dochodowego
12 842
1 109
Podatek odroczony ujęty w innych całkowitych dochodach
13.14.2
(1 395)
72
Połączenie jednostek *
(11 836)
(28)
Inwestycyjna ulga podatkowa
(51)
105
Podatek odroczony Rafineria Gdańska, której aktywa netto zostały sklasyfikowanej jako przeznaczone
do sprzedaży na dzień połączenia z Grupą LOTOS
79
-
Różnice kursowe
464
19
(5 077)
(1 194)
* pozycja zawiera również rozpoznanie wspólnego działania w Rafinerii Gdańskiej na moment początkowego ujęcia
15.7. Wpływy ze sprzedaży akcji/udziałów w związku z realizacją Środków Zaradczych oraz zbycie 30% udziałów w
Rafinerii Gdańskiej
2022
Wpływy ze sprzedaży akcji/udziałów w związku z realizacją Środków Zaradczych
3 505
Zbycie 30% udziałów w Rafinerii Gdańskiej
1 074
4 579
15.8. Dywidendy
NOTA
2022
2021
Dywidendy wypłacone
akcjonariuszom jednostki dominującej
14.9.6
(1 497)
(1 497)
akcjonariuszom niekontrolującym
(3)
(1)
(1 500)
(1 498)
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 104 / 141
16. NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO INSTRUMENTÓW FINANSOWYCH ORAZ RYZYKA FINANSOWEGO
WYBRANE ZASADY RACHUNKOWOŚCI
Instrumenty finansowe
Grupa ujmuje składnik aktywów lub zobowiązanie finansowe w swoim sprawozdaniu z sytuacji finansowej wtedy i tylko wtedy, gdy staje się stroną umowy
tego instrumentu.
Grupa wyłącza składnik aktywów finansowych ze sprawozdania z sytuacji finansowej wtedy gdy:
umowne prawa do przepływów pieniężnych ze składnika aktywów finansowych wygasły, lub
Grupa przeniosła składnik aktywów finansowych na inną jednostkę, a przeniesienie spełniło warunki zaprzestania ujmowania.
Grupa wyłącza ze swojego sprawozdania z sytuacji finansowej zobowiązanie finansowe, gdy zobowiązanie przestało istnieć – to znaczy, kiedy obowiązek
określony w umowie został wypełniony, umorzony lub wygasł.
Wycena aktywów i zobowiązań finansowych
W momencie początkowego ujęcia Grupa wycenia składnik aktywów lub zobowiązań finansowych niekwalifikowanych jako wyceniane według wartości
godziwej przez wynik finansowy (tj. przeznaczone do obrotu) według wartości godziwej powiększonej, o koszty transakcji, które mogą być bezpośrednio
przypisane do nabycia lub emisji składnika aktywów finansowych lub zobowiązań finansowych. Grupa nie klasyfikuje instrumentów jako wyceniane
w wartości godziwej przez wynik finansowy przy początkowym ujęciu, tj. nie stosuje opcji wartości godziwej.
Na koniec okresu sprawozdawczego Grupa wycenia składnik aktywów lub zobowiązań finansowych według zamortyzowanego kosztu z zastosowaniem
metody efektywnej stopy procentowej, z wyjątkiem instrumentów pochodnych, które są wyceniane według wartości godziwej.
W odniesieniu do instrumentów kapitałowych, w szczególności do akcji i udziałów notowanych/nienotowanych, utrzymywanych zarówno w celu uzyskania
umownych przepływów pieniężnych stanowiących jedynie płatności kapitału i odsetek, jak i w celu sprzedaży Grupa klasyfikuje instrumenty jako
wyceniane według wartości godziwej przez inne całkowite dochody.
Pochodne instrumenty finansowe nieobjęte rachunkowością zabezpieczeń
Instrumenty pochodne na zakup aktywów niefinansowych, które są zawierane i utrzymywane z zamiarem rozliczenia tych transakcji poprzez fizyczną
dostawę aktywów w celu ich wykorzystania na potrzeby własne Grupy, nie podlegają wycenie na dzień bilansowy.
Pochodne instrumenty finansowe, zawarte w celu zabezpieczenia ryzyka Grupy, które nie stanowią instrumentu zabezpieczającego w rachunkowości
zabezpieczeń, klasyfikuje się do aktywów/zobowiązań finansowych wycenianych w wartości godziwej przez wynik finansowy. Zyski i straty z tytułu zmian
wartości godziwej instrumentów pochodnych, które nie spełniają zasad rachunkowości zabezpieczeń są odnoszone w zysk lub stratę okresu
sprawozdawczego.
Instrumenty te stanowią zabezpieczenie w sensie ekonomicznym. Grupa dopuszcza też zawieranie transakcji spekulacyjnych, jednak są one ściśle
kontrolowane i ograniczone przez limity ryzyka.
Do instrumentów pochodnych zaklasyfikowanych do wycenianych w wartości godziwej przez wynik finansowy zalicza się również te instrumenty
pochodne, w stosunku do których unieważniono powiązanie zabezpieczające.
Utrata wartości aktywów finansowych
Grupa ujmuje odpis z tytułu oczekiwanych strat kredytowych na składnikach aktywów finansowych wycenianych w zamortyzowanym koszcie lub
w wartości godziwej przez inne całkowite dochody (za wyjątkiem inwestycji w aktywa kapitałowe).
Oczekiwane straty kredytowe są to straty kredytowe (ang. Expected Credit Loss - ECL) ważone prawdopodobieństwem wystąpienia
niewykonania zobowiązania. Grupa stosuje następujące modele wyznaczania odpisów z tytułu utraty wartości:
Model ogólny
Model ogólny jest stosowany przez Grupę dla aktywów finansowych wycenianych wg zamortyzowanego kosztu (w tym dla należności
handlowych od kontrahentów w metodzie indywidualnej) oraz dla instrumentów dłużnych wycenianych do wartości godziwej przez inne całkowite
dochody, a także dla wystawionych zobowiązań warunkowych (zabezpieczenia takie jak: gwarancje, poręczenia) o charakterze finansowym, w
przypadku gdy na dzień sporządzania sprawozdania istnieje zobowiązanie bilansowe zabezpieczone takim dokumentem.
W modelu ogólnym Grupa monitoruje zmiany poziomu ryzyka kredytowego związanego z danym składnikiem aktywów finansowych oraz
klasyfikuje aktywa finansowe do jednego z trzech etapów wyznaczania odpisów z tytułu utraty wartości w oparciu o obserwację zmiany poziomu
ryzyka kredytowego w stosunku do początkowego ujęcia instrumentu.
W zależności od zaklasyfikowania do poszczególnych etapów, odpis z tytułu utraty wartości jest szacowany w horyzoncie 12-miesięcy (etap 1)
lub w horyzoncie życia instrumentu (etap 2 oraz etap 3).
Na każdy dzień kończący okres sprawozdawczy Grupa dokonuje analizy wystąpienia przesłanek skutkujących zaklasyfikowaniem aktywów
finansowych do poszczególnych etapów wyznaczania odpisu z tytułu utraty wartości, takich jak m.in. zmiany ratingu dłużnika, poważne problemy
finansowe dłużnika, wystąpienie istotnej niekorzystnej zmiany w jego środowisku ekonomicznym, prawnym lub rynkowym.
Oczekiwana strata kredytowa wyznaczana jest w oparciu o aktualne poziomy prawdopodobieństwa niewypłacalności PD (probability of defalut),
implikowane z rynkowych kwotowań instrumentów CDS dla podmiotów o danym ratingu i z danego sektora, w stosunku do oczekiwanych
przyszłych przepływów pieniężnych danego aktywa.
Model uproszczony
Model uproszczony jest stosowany przez Grupę dla należności z tytułu dostaw i usług i pozostałych należności.
W modelu uproszczonym Grupa nie monitoruje zmian poziomu ryzyka kredytowego w trakcie życia instrumentu oraz szacuje oczekiwaną stratę
kredytową w horyzoncie do terminu zapadalności instrumentu.
Rachunkowość zabezpieczeń
W obszarze rachunkowości zabezpieczeń Grupa stosuje wymogi MSSF 9. Instrumenty pochodne, wyznaczone jako instrumenty zabezpieczające, od
których oczekuje się, że ich wartość godziwa lub wynikające z nich przepływy pieniężne skompensują zmiany wartości godziwej lub przepływów
pieniężnych pozycji zabezpieczanej ujmuje się zgodnie z zasadami rachunkowości zabezpieczeń wartości godziwej lub przepływów pieniężnych.
W Grupie występują dwa rodzaje powiązań zabezpieczających: zabezpieczenie przepływów pieniężnych oraz zabezpieczenie wartości godziwej.
Grupa ocenia efektywność zabezpieczenia przepływów pieniężnych zarówno w momencie ustanowienia zabezpieczenia jak i w okresach późniejszych,
co najmniej na koniec okresu sprawozdawczego. W przypadku stosowania rachunkowości zabezpieczeń przepływów pieniężnych, Grupa ujmuje
w innych całkowitych dochodach część zysków lub strat związanych z instrumentem zabezpieczającym, która stanowi efektywne zabezpieczenie,
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 105 / 141
natomiast nieefektywną część ujmuje w wyniku finansowym. Dodatkowo (w przypadku zabezpieczenia ryzyka walutowego – element ryzyka kursu spot),
w ramach kapitału w oddzielnej pozycji Grupa ujmuje zmianę wartości godziwej z tytułu elementu terminowego, stanowiącego koszt zabezpieczenia.
Do oceny efektywności zabezpieczenia Grupa wykorzystuje metody statystyczne, w tym w szczególności metodę bezpośredniej kompensaty.
Weryfikacja spełnienia warunków w zakresie efektywności powiązania dokonywana jest na bazie prospektywnej, w oparciu o analizę jakościową. Jeśli to
konieczne, Grupa wykorzystuje analizę ilościową (metoda regresji liniowej) w celu potwierdzenia istnienia ekonomicznego powiązania pomiędzy
instrumentem zabezpieczającym i pozycją zabezpieczaną.
W przypadku stosowania rachunkowości zabezpieczeń wartości godziwej, Grupa ujmuje zyski lub straty wynikające z przeszacowania wartości godziwej
pochodnego instrumentu zabezpieczającego w wyniku finansowym, oraz koryguje wartość księgową pozycji zabezpieczanej o zyski lub straty związane
z pozycją zabezpieczaną, wynikające z zabezpieczanego ryzyka i ujmuje je w wyniku finansowym (w tej samej pozycji, w której są ujmowane
zabezpieczające instrumenty pochodne). Skumulowana korekta wyceny pozycji zabezpieczanej z tytułu zabezpieczanego ryzyka jest przenoszona do
wyniku finansowego w momencie, gdy realizacja pozycji zabezpieczanej ma wpływ na wynik finansowy.
W przypadku stosowania rachunkowości zabezpieczeń przepływów pieniężnych, Grupa ujmuje część zysków lub strat związanych z instrumentem
zabezpieczającym, która stanowi efektywne zabezpieczenie z tytułu zabezpieczanego ryzyka w innych całkowitych dochodach. Dodatkowo, w przypadku
zabezpieczenia ryzyka walutowego , gdzie występuje element ryzyka kursu spot, Grupa ujmuje w osobnej pozycji w ramach kapitału koszt
zabezpieczenia) zmianę wartości godziwej z tytułu elementu terminowego (w tym marży dwuwalutowej). Nieefektywną część zysków lub strat związanych
z instrumentem zabezpieczającym Grupa ujmuje w wyniku finansowym.
Jeśli zabezpieczana planowana transakcja skutkuje ujęciem składnika aktywów finansowych lub zobowiązania finansowego, związane z nią zyski lub
straty, które były ujęte w innych całkowitych dochodach, przenosi się do zysku lub straty okresu sprawozdawczego w tym samym okresie albo w okresach,
w których nabyty składnik aktywów lub przyjęte zobowiązanie mają wpływ na zysk lub stratę. Jednakże, jeśli Grupa oczekuje, że całość lub część strat
ujętych w innych całkowitych dochodach nie będzie odzyskana w przyszłych okresach ujmuje w zysku lub stracie kwotę, co do której oczekuje się, że nie
będzie odzyskana.
Jeśli zabezpieczenie planowanej transakcji skutkuje ujęciem składnika aktywów niefinansowych lub zobowiązania niefinansowego, albo planowana
transakcja związana ze składnikiem aktywów niefinansowych lub zobowiązaniem niefinansowym staje się uprawdopodobnionym przyszłym
zobowiązaniem, Grupa wyłącza związane z tym zyski lub straty, które były ujęte w innych całkowitych dochodach i włącza je do początkowego kosztu
nabycia lub do innej wartości księgowej składnika aktywów lub zobowiązania w chwili pojawienia się pozycji w sprawozdaniu z sytuacji finansowej.
Jeśli zabezpieczenie planowanej transakcji skutkuje ujęciem przychodów ze sprzedaży wyrobów, towarów, materiałów lub usług, Grupa wyłącza związane
z tym zyski lub straty, które były ujęte w innych całkowitych dochodach i koryguje powyższe przychody. W przypadku stosowania rachunkowości
zabezpieczeń wartości godziwej, skumulowana korekta wyceny pozycji zabezpieczanej z tytułu zabezpieczanego ryzyka jest przenoszona do wyniku
finansowego w momencie, gdy realizacja pozycji zabezpieczanej ma wpływ na wynik. Instrumenty pochodne wykazywane są jako aktywa, w przypadku
gdy ich wycena jest dodatnia oraz jako zobowiązania, w przypadku wyceny ujemnej.
Grupa zaprzestaje klasyfikowania instrumentów jako zabezpieczające, jeżeli instrument pochodny wygaśnie, zostanie sprzedany, rozwiązany lub
zrealizowany albo jeśli zabezpieczenie przestaje spełniać kryteria rachunkowości zabezpieczeń oraz zaprzestano oczekiwać realizacji planowanej
transakcji.
Ustalanie wartości godziwej
Grupa wykorzystuje w maksymalnym stopniu obserwowalne dane wejściowe i w minimalnym stopniu uwzględnia nieobserwowalne dane wejściowe aby
oszacować wartość godziwą czyli cenę, która zostałaby osiągnięta w transakcji przeprowadzonej na zwykłych warunkach przeniesienia zobowiązania lub
instrumentu kapitałowego między uczestnikami rynku na dzień wyceny i w aktualnych warunkach rynkowych.
Grupa wycenia instrumenty pochodne w wartości godziwej przy zastosowaniu modeli wyceny instrumentów finansowych, wykorzystując ogólnie dostępne
kursy walutowe, stopy procentowe, krzywe forward i zmienności dla walut i towarów pochodzące z aktywnych rynków.
Wartość godziwa instrumentów pochodnych ustalana jest w oparciu o zdyskontowane przyszłe przepływy z tytułu zawartych transakcji kalkulowane
w oparciu o różnicę między ceną terminową a transakcyjną.
Terminowych kursów wymiany walut nie modeluje się jako osobnego czynnika ryzyka, ale wyprowadza z kursu spot i odpowiedniej terminowej stopy
procentowej dla waluty obcej w stosunku do PLN.
PROFESJONALNY OSĄD
Instrumenty finansowe
Zarząd dokonuje osądu w zakresie klasyfikacji instrumentów finansowych, oceny charakteru i zakresu ryzyka związanego z instrumentami
finansowymi oraz zastosowania rachunkowości zabezpieczeń. Instrumenty finansowe klasyfikuje się do poszczególnych kategorii na bazie oceny
modelu biznesowego, biorąc pod uwagę cel ich nabycia oraz charakter nabywanych walorów, jak również ocenę charakterystyki wynikających z
umowy przepływów pieniężnych.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 106 / 141
16.1. Kategorie i klasy instrumentów finansowych
Kategorie instrumentów finansowych
NOTA
31/12/2022
31/12/2021
AKTYWA
Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej
przez inne całkowite dochody
Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej przez inne
całkowite dochody
14.10.1
324
81
Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej
przez wynik finansowy
Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej przez wynik
finansowy
14.10.1
361
5
Dostawy i usługi w ramach limitu faktoringu pełnego
Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej przez wynik
finansowy
14.5.2
2 302
-
Instrumenty zabezpieczające przepływy pieniężne
Instrumenty finansowe zabezpieczające
14.10.1
2 576
227
Instrumenty pochodne niewyznaczone dla celów
rachunkowości zabezpieczeń
Wyceniane w wartości godziwej przez wynik finansowy
14.10.1
2 260
1 246
Instrumenty pochodne zabezpieczające wartość
godziwą
Wyceniane w wartości godziwej przez wynik finansowy
14.10.1
28
19
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
63 477
15 459
Dostawy i usługi
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.5.2
28 872
11 873
Środki pieniężne
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.6
21 456
2 896
Należności z tytułu rozliczonych
instrumentów pochodnych
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.10.1
1 024
155
Depozyty zabezpieczające
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.10.1
8 774
265
Pożyczki udzielone
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.10.1
653
2
Nabyte papiery wartościowe
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.10.1
479
-
Lokaty krótkoterminowe
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.10.1
27
-
Korekta pozycji zabezpieczanej
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.10.1
8
-
Środki pieniężne o ograniczonej możliwości
dysponowania
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.10.1
939
-
Pozostałe
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.5.2, 14.10.1
1 245
268
71 328
17 037
ZOBOWIĄZANIA
Instrumenty zabezpieczające przepływy pieniężne
Instrumenty finansowe zabezpieczające
14.10.2
12 885
744
Instrumenty pochodne niewyznaczone dla celów
rachunkowości zabezpieczeń
Wyceniane w wartości godziwej przez wynik finansowy
14.10.2
4 559
422
Instrumenty pochodne zabezpieczające wartość
godziwą
Wyceniane w wartości godziwej przez wynik finansowy
14.10.2
8
-
Leasing
Wyłączone z zakresu klasyfikacji i wyceny MSSF 9
17.2.1
10 264
5 555
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym
koszcie
51 473
29 285
Dostawy i usługi
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.5.3
20 433
11 040
Zobowiązania do zwrotu wynagrodzenia
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.10.2
32
23
Kredyty
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.7
8 249
3 936
Pożyczki
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.7
281
131
Obligacje
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.7
10 695
11 104
Zobowiązania inwestycyjne
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.5.3, 14.10.2
5 641
2 359
Zobowiązania z tytułu rozliczonych
instrumentów pochodnych
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.10.2
1 419
25
Korekta pozycji zabezpieczanej
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.10.2
28
19
Depozyty zabezpieczające
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.10.2
28
18
Niezrealizowane zobowiązanie wobec GAZPROM
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.5.3
2 249
-
Pozostałe
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.5.3, 14.10.2
2 418
630
79 189
36 006
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 107 / 141
16.2. Pozycje dochodów, kosztów, zysków lub strat i innych całkowitych dochodów
Kategorie instrumentów finansowych
NOTA
2022
2021
Przychody finansowe z tytułu odsetek
499
51
od aktywów finansowych wycenianych w
zamortyzowanym koszcie
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
13.12.1
499
51
Koszty finansowe z tytułu odsetek
(975)
(491)
od zobowiązań finansowych wycenianych w
zamortyzowanym koszcie
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
13.12.2
(737)
(332)
od leasingu
Wyłączone z zakresu klasyfikacji i wyceny MSSF 9
13.12.2
(238)
(159)
(Strata)/odwrócenie straty z tytułu utraty wartości
instrumentów finansowych
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
13.13
(323)
(94)
Zyski z tytułu instrumentów finansowych
(3 516)
2 941
nadwyżka dodatnich/(ujemnych) różnic kursowych
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
13.12.1
63
415
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym
koszcie
13.12.2
(706)
(406)
rozliczenie i wycena pochodnych instrumentów
finansowych
Wyceniane w wartości godziwej przez
wynik finansowy
13.10, 13.11
13.12.1, 13.12.2
(2 991)
2 660
Instrumenty finansowe zabezpieczające
przepływy pieniężne (część nieefektywna)
13.10, 13.11
(334)
(17)
Instrumenty finansowe zabezpieczające
(rozliczenie kosztów zabezpieczenia)
13.10, 13.11
391
286
dywidendy od jednostek pozostałych
Aktywa finansowe wyceniane w wartości
godziwej przez wynik finansowy
13.12.1
56
-
Aktywa finansowe wyceniane w wartości
godziwej przez inne całkowite dochody
13.12.1
5
3
Pozostałe przychody i koszty finansowe
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
13.12.1, 13.12.2
166
(33)
13.10, 13.11
13.12.1, 13.12.2
(4 149)
2 374
pozostałe, niepodlegające MSSF 7
13.12,1 13.12,2
(107)
(12)
Dyskontowanie rezerw
13.12.2
(89)
(9)
Odsetki od zobowiązań podatkowych
13.12.1, 13.12.2
(18)
(3)
Powyższa tabela prezentuje pozycje zysków lub strat, w których ujmowany jest wynik na wycenie i rozliczeniu instrumentów
finansowych.
W 2022 roku i 2021 roku zyski/(straty) z tytułu inwestycji w instrumenty kapitałowe wyceniane w wartości godziwej przez inne
całkowite dochody wyniosły odpowiednio 8 mln PLN i 6 mln PLN.
16.3. Ustalanie wartości godziwej
31/12/2022
Hierarchia wartości godziwej
NOTA
Wartość
księgowa
Wartość
godziwa
Poziom 1
Poziom 2
Poziom 3
Aktywa finansowe
Aktywa finansowe wyceniane w wartości
godziwej przez inne całkowite dochody
14.10.1.1
324
324
55
-
269
Aktywa finansowe wyceniane w wartości
godziwej przez wynik finansowy
14.10.1.1
361
361
-
-
361
Pożyczki udzielone
14.10.1
653
668
-
668
-
Instrumenty pochodne
14.10.1
4 864
4 864
-
4 864
-
Nabyte papiery wartościowe
14.10.1
479
479
-
479
-
6 681
6 696
55
6 011
630
Zobowiązania finansowe
Kredyty
14.7.1
8 249
8 276
-
8 276
-
Pożyczki
14.7.2
281
281
-
281
-
Obligacje
14.7.3
10 695
9 982
7 596
2 386
-
Instrumenty pochodne
14.10.2
17 452
17 452
-
17 452
-
36 677
35 991
7 596
28 395
-
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 108 / 141
31/12/2021
Hierarchia wartości godziwej
NOTA
Wartość
księgowa
Wartość
godziwa
Poziom 1
Poziom 2
Poziom 3
Aktywa finansowe
Aktywa finansowe wyceniane w wartości
godziwej przez inne całkowite dochody
14.10.1.1
81
81
28
-
53
Aktywa finansowe wyceniane w wartości
godziwej przez wynik finansowy
14.10.1.1
5
5
-
-
5
Pożyczki udzielone
14.10.1
2
2
-
2
-
Instrumenty pochodne
14.10.1
1 492
1 492
-
1 492
-
1 580
1 580
28
1 494
58
Zobowiązania finansowe
Kredyty
14.7.1
3 936
3 920
-
3 920
-
Pożyczki
14.7.2
131
131
-
131
-
Obligacje
14.7.3
11 104
11 335
9 164
2 171
-
Instrumenty pochodne
14.10.2
1 166
1 166
-
1 166
-
16 337
16 552
9 164
7 388
-
Dla pozostałych klas aktywów i zobowiązań finansowych wartość godziwa odpowiada ich wartości księgowej.
Informacje w zakresie wartości godziwej Nieruchomości inwestycyjnych zostały przedstawione w nocie 14.10.1.
16.3.1. Metody wyceny do wartości godziwej (hierarchia wartości godziwej)
Zobowiązania finansowe z tytułu kredytów, obligacji oraz zobowiązania i należności z tytułu pożyczek wyceniane są do wartości
godziwej przy zastosowaniu metody zdyskontowanych przepływów pieniężnych. Stopy dyskontowe ustalane są na podstawie
rynkowych stóp na bazie kwotowań 1–miesięcznych, 3–miesięcznych i 6–miesięcznych powiększonych o marże właściwe dla
poszczególnych instrumentów finansowych.
W pozycji aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej przez inne całkowite dochody ujęto udziały i akcje
notowane/nienotowane nieprzeznaczone do obrotu. Dla akcji nienotowanych na aktywnym rynku dla których nie ma
obserwowalnych danych wejściowych zastosowano wartość godziwą ustaloną na bazie oczekiwanych dyskontowanych
przepływów pieniężnych.
W okresie sprawozdawczym i w okresie porównawczym w Grupie nie wystąpiły przesunięcia pomiędzy Poziomami 1 i 2 hierarchii
wartości godziwej.
16.4. Rachunkowość zabezpieczeń
Grupa ORLEN stosuje rachunkowość zabezpieczeń przepływów pieniężnych oraz wartości godziwej w odniesieniu do przyjętych
następujących strategii:
a) przepływów pieniężnych dotyczące:
terminowych transakcji sprzedaży i zakupu walut zabezpieczających działalność operacyjną;
zabezpieczenia zmiany marż na sprzedawanych produktach rafineryjnych,
zabezpieczenia okresowego zwiększenia zapasów operacyjnych,
- zabezpieczenia niedopasowania czasowego wynikającego zakupu ropy naftowej oraz sprzedaży produktów rafineryjnych,
- zabezpieczenia cen gazu wynikających z kontraktów kupna i sprzedaży gazu,
zabezpieczenia cen uprawnień do emisji CO₂.
b) wartości godziwej dotyczące:
zabezpieczenia sprzedaży asfaltów po cenie stałej.
Obecnie źródłami nieefektywności w przypadku stosowania rachunkowości zabezpieczeń dla ryzyka walutowego jest różnica
pomiędzy terminem zapadalności dla instrumentu zabezpieczającego, przypadającego na ostatnie dni robocze miesiąca M-1 a
terminem zapadalności pozycji zabezpieczanej, gdzie przychody ze sprzedaży produktów petrochemicznych i rafineryjnych
realizowane są w pierwszych kolejnych dniach danego miesiąca M lub różnica między wartością początkową instrumentu
zabezpieczającego i pozycji zabezpieczanej.
Natomiast w przypadku ryzyka towarowego źródła nieefektywności wynikają z wyznaczonych na pozycję zabezpieczaną
komponentów ryzyka, będących elementem składowym uprawdopodobnionego planowanego przyszłego zakupu ropy, sprzedaży i
kupna gazu a instrumentami zabezpieczającymi opartymi wyłącznie o indeksy towarowe sprzedawanych produktów rafineryjnych
oraz instrumentami zabezpieczającymi opartymi o europejski indeks gazowy TTF.
Dla kursu USD/PLN występuje częściowo naturalny hedging, gdyż przychody ze sprzedaży produktów uzależnionych od kursu USD
są równoważone przez koszty zakupu ropy w tej samej walucie. Z uwagi na fakt posiadania przez PKN ORLEN długiej pozycji w
EUR oraz historycznie utrzymujące się na stosunkowo niskim poziomie stopy procentowe dla EUR (w porównaniu do stóp w PLN)
uznano, iż zasadne jest dążenie do sytuacji, w której Grupa posiada zobowiązania dłużne częściowo w walucie obcej.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 109 / 141
Informacja o instrumentach zabezpieczających – struktura terminowa zapadalności
2022
Rodzaj ryzyka / typ instrumentu
Jednostka miary
do 1 roku
powyżej 1
do 3 lat
powyżej 3
do 5 lat
Zabezpieczenie przepływów pieniężnych
Ryzyko walutowe
Forwardy walutowe - zabezpieczenie pozycji długiej (kupno)
Nominał
USD
61 656 095
4 062 388
-
Średni kurs USD/PLN
4,69
5,30
-
Forwardy walutowe - zabezpieczenie pozycji krótkiej (sprzedaż)
Nominał
EUR
92 050 800
177 887 200
81 369 800
Średni kurs EUR/CZK
5,29
5,35
5,40
Nominał
EUR
580 407 040
1 483 263 532
352 000 000
Średni kurs EUR/PLN
4,69
4,85
5,86
Nominał
EUR
539 647 204
147 703 052
-
Średni kurs EUR/USD
1,22
1,22
Swapy walutowe - zabezpieczenie pozycji krótkiej (sprzedaż)
Nominał
EUR
86 000 000
210 000 000
-
Średni kurs EUR/USD
5,01
5,17
-
Ryzyko towarowe
Swapy towarowe - zabezpieczenie przyszłych przychodów (sprzedaż)
Olej napędowy
Wolumen
MT
70 000
-
-
Średnia cena
907,43
-
-
Ropa naftowa
Wolumen
BBL
13 748 000
-
-
Średnia cena
82,27
-
-
Gaz ziemny
Wolumen
MWh
28 084 790
16 776 480
Średnia cena
20,24
23,23
Swap towarowy - zapasy (kupno)
Ropa naftowa
Wolumen
BBL
1 902 000
-
-
Średnia cena
81,89
-
-
Gaz ziemny
Wolumen
MWh
1 997 100
Średnia cena
99,14
Gaz ziemny
Wolumen
mmBtu
145 860 000
47 640 000
Średnia cena
2,80
2,86
Futures - zabezpieczenie ceny zakupu uprawnień do emisji CO
2
(kupno)
Wolumen
MT
2 157 000
217 000
Średnia cena
85,77
87,81
Zabezpieczenie wartości godziwej
Ryzyko towarowe
Swapy towarowe - zabezpieczenie przyszłych przychodów (kupno)
Ropa naftowa
Wolumen
BBL
582 886
47 820
-
Średnia cena
73,60
-
-
Olej opałowy ciężki
Wolumen
MT
26 768
666
-
Średnia cena
424,60
453,00
-
Olej opałowy lekki
Wolumen
MT
8 452
210
-
Średnia cena
880,69
838,00
-
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 110 / 141
2021
Rodzaj ryzyka / typ instrumentu
Jednostka miary
do 1 roku
powyżej 1
do 3 lat
powyżej 3
do 5 lat
Zabezpieczenie przepływów pieniężnych
Ryzyko walutowe
Forwardy walutowe - zabezpieczenie pozycji długiej (kupno)
Nominał
USD
8 058 576
9 076 707
-
Średni kurs USD/PLN
3,97
3,72
-
Forwardy walutowe - zabezpieczenie pozycji krótkiej (sprzedaż)
Nominał
EUR
480 000 000
930 000 000
455 000 000
Średni kurs EUR/CZK
27,27
27,29
27,76
Nominał
EUR
501 000 000
1 026 500 000
794 500 000
Średni kurs EUR/PLN
4,64
4,71
4,88
Nominał
USD
-
-
-
Średni kurs USD/PLN
-
-
-
Ryzyko towarowe
Swapy towarowe - zabezpieczenie przyszłych przychodów (sprzedaż)
Benzyna
Wolumen
MT
11 800
-
-
Średnia cena
646,00
-
-
Olej napędowy
Wolumen
MT
70 000
-
-
Średnia cena
642,00
-
-
Ropa naftowa
Wolumen
BBL
-
-
-
Średnia cena
-
-
-
Olej opałowy
Wolumen
MT
-
-
-
Średnia cena
-
-
-
Swap towarowy - zapasy (kupno)
Benzyna
Wolumen
MT
-
-
-
Średnia cena
-
-
-
Swapy towarowe - zabezpieczenie przyszłych kosztów wytworzenia (kupno)
Ropa naftowa
Wolumen
BBL
-
-
-
Średnia cena
-
-
-
Zabezpieczenie wartości godziwej
Ryzyko towarowe
Swapy towarowe - zabezpieczenie przyszłych przychodów (kupno)
Ropa naftowa
Wolumen
BBL
122 400
178 550
-
Średnia cena
65,84
50,84
-
Paliwo lotnicze
Wolumen
MT
-
-
-
Średnia cena
-
-
-
Swapy towarowe - zabezpieczenie przyszłych przychodów (sprzedaż)
Olej napędowy
Wolumen
MT
-
-
-
Średnia cena
-
-
-
Ropa naftowa
Wolumen
BBL
-
-
-
Średnia cena
-
-
-
Planowana data realizacji zabezpieczanego przepływu pieniężnego i wartości godziwej, która zostanie ujęta w zysku lub
stracie
31/12/2022
31/12/2021
Ekspozycja walutowa operacyjna
2023-2027
2022-2026
Ekspozycja na ryzyko towarowe
2023-2025
2022-2023
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 111 / 141
Skutki rachunkowości zabezpieczeń dla sytuacji finansowej i wyników
2022
Typ powiązania /
rodzaj ryzyka /
typ instrumentu
Kupno (K) /
Sprzedaż
(S)
Strategie zabezpieczające w ramach
zabezpieczenia przepływów pieniężnych
Jednostka
miary
Nominał /
wolumen
31/12/2022
Aktywa
31/12/2022
Zobowiązania
31/12/2022
Zmiany wartości
godziwej (jako
podstawa do
ustalenia części
nieefektywnej w
danym okresie)
Zabezpieczenie przepływów pieniężnych
Ryzyko walutowe
FX_EUR.PLN
S
sprzedaż produktów denominowanych/indeksowanych w
walutach obcych
EUR
2 415 670 572
197
355
515
FX_EUR.CZK
S
EUR
351 307 800
748
-
587
FX_USD.PLN
K
dostawy za zakupy denominowane w walucie obcej lub
indeksowane do kursu waluty obcej
USD
65 718 483
7
23
(22)
FX_EUR.USD
S
sprzedaż produktów denominowanych/indeksowanych w
walutach obcych
EUR
687 350 256
403
-
403
SW_EUR.PLN
S
EUR
296 000 000
54
1
53
1 409
379
1 536
Ryzyko towarowe
Ropa naftowa
S
niedopasowanie czasowe na zakupach ropy
zabezpieczenie zapasów ponadnormatywnych
BBL
13 748 000
31
126
(95)
Ropa naftowa
K
zabezpieczenie zapasów ponadnormatywnych
BBL
1 902 000
25
-
25
Benzyna
S
zabezpieczenie zapasów ponadnormatywnych
MT
-
-
-
3
Olej napędowy
S
zabezpieczenie zapasów ponadnormatywnych
MT
70 000
-
13
(5)
Uprawnienia do emisji CO
2
K
zabezpieczenie ceny zakupu uprawnień do emisji CO
2
MT
2 374 000
20
42
(22)
Gaz ziemny
S
sprzedaż gazu ziemnego po cenach indeksowanych
MWh
44 861 270
-
12 129
(12 129)
Gaz ziemny
K
zakup gazu ziemnego po cenach indeksowanych
MWh
1 997 100
1 091
196
895
Gaz ziemny
K
zakup gazu ziemnego skroplonego LNG po cenach
indeksowanych
mmBtu
193 500 000
-
-
-
1 167
12 506
(11 328)
2 576
12 885
(9 792)
Zabezpieczenie wartości godziwej
Ryzyko towarowe
Ropa naftowa
K
sprzedaż asfaltu w cenie stałej
BBL
630 706
27
3
6
Olej opałowy ciężki
K
sprzedaż asfaltu w cenie stałej
MT
27 434
1
3
(3)
Olej opałowy lekki
K
sprzedaż asfaltu w cenie stałej
MT
8 662
-
2
(2)
28
8
1
2 604
12 893
(9 791)
Wartość bilansowa została ujęta w sprawozdaniu z sytuacji finansowej w pozycji Instrumenty pochodne, Nota 14.10.1, 14.10.2
2021
Typ powiązania /
rodzaj ryzyka /
typ instrumentu
Kupno (K) /
Sprzedaż (S)
Strategie zabezpieczające w ramach
zabezpieczenia przepływów pieniężnych
Jednostka
miary
Nominał /
wolumen
31/12/2021
Aktywa
31/12/2021
Zobowiązania
31/12/2021
Zmiany wartości
godziwej (jako
podstawa do
ustalenia części
nieefektywnej w
danym okresie)
Zabezpieczenie przepływów pieniężnych
Ryzyko walutowe
FX_EUR.PLN
S
sprzedaż produktów denominowanych/indeksowanych w
walutach obcych
EUR
2 322 000 000
1
674
(581)
FX_EUR.CZK
S
EUR
1 865 000 000
220
59
10
FX_USD.PLN
K
dostawy za zakupy denominowane w walucie obcej lub
indeksowane do kursu waluty obcej
USD
17 135 283
6
-
8
FX_USD.PLN
S
sprzedaż produktów denominowanych/indeksowanych w
walutach obcych
USD
-
-
-
-
227
733
(563)
Ryzyko towarowe
Ropa naftowa
S
niedopasowanie czasowe na zakupach ropy
zabezpieczenie zapasów ponadnormatywnych
BBL
-
-
-
27
Ropa naftowa
K
zabezpieczenie zapasów ponadnormatywnych
BBL
-
-
-
(4)
Benzyna
S
zabezpieczenie zapasów ponadnormatywnych
MT
11 800
-
3
6
Benzyna
K
zabezpieczenie zapasów ponadnormatywnych
MT
-
-
-
(2)
Olej napędowy
K
zabezpieczenie zapasów ponadnormatywnych
MT
-
-
-
-
Olej napędowy
S
zabezpieczenie zapasów ponadnormatywnych
MT
70 000
-
8
14
Olej opałowy
S
zabezpieczenie zapasów ponadnormatywnych
MT
-
-
-
-
Paliwo lotnicze
S
zabezpieczenie zapasów ponadnormatywnych
MT
-
-
-
-
-
11
41
227
744
(522)
Zabezpieczenie wartości godziwej
Ryzyko towarowe
Ropa naftowa
K
sprzedaż asfaltu w cenie stałej
BBL
300 950
19
-
14
Olej opałowy
K
sprzedaż asfaltu w cenie stałej
MT
-
-
-
-
19
-
14
246
744
(508)
Wartość bilansowa została ujęta w sprawozdaniu z sytuacji finansowej w pozycji Instrumenty pochodne, Nota 14.10.1, 14.10.2
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 112 / 141
Zabezpieczenie przepływów pieniężnych
2022
Rodzaj ryzyka / typ pozycji
Zmiany wartości godziwej pozycji
zabezpieczanej (jako podstawa do ustalenia
części nieefektywnej w danym okresie - pozycja
pozabilansowa)
Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości
zabezpieczeń (wartość brutto) dla powiązań
pozostających w rachunkowości zabezpieczeń
Zabezpieczenie przepływów pieniężnych
Ryzyko walutowe (EUR)
Przyszłe przychody ze sprzedaży
(501)
(202)
Zapasy
349
-
Ryzyko walutowe (USD)
Przyszłe koszty wytworzenia
11
(5)
Zapasy
21
-
(120)
(207)
Ryzyko towarowe
Zapasy
494
(745)
Przyszłe przychody ze sprzedaży
(6 628)
6 627
Wartości niematerialne i prawne
23
(23)
(6 111)
5 859
(6 231)
5 652
2021
Rodzaj ryzyka / typ pozycji
Zmiany wartości godziwej pozycji
zabezpieczanej (jako podstawa do ustalenia
części nieefektywnej w danym okresie - pozycja
pozabilansowa)
Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości
zabezpieczeń (wartość brutto) dla powiązań
pozostających w rachunkowości zabezpieczeń
Zabezpieczenie przepływów pieniężnych
Ryzyko walutowe (EUR)
Przyszłe przychody ze sprzedaży
55
(245)
Ryzyko walutowe (USD)
Przyszłe koszty wytworzenia
(8)
4
47
(241)
Ryzyko towarowe
Zapasy
1
-
Przyszłe przychody ze sprzedaży
(52)
(8)
Przyszłe koszty wytworzenia
5
-
(46)
(8)
1
(249)
Zabezpieczenie wartości godziwej
2022
Rodzaj ryzyka / typ pozycji
Skumulowana wartość korekty
bilansowej z tytułu wartości
godziwej
Pozycja w
sprawozdaniu z
sytuacji finansowej,
w której została ujęta
wartość bilansowa
Zmiana wartości
korekty pozycji
zabezpieczanej w
danym okresie
Zmiany wartości
godziwej (jako
podstawa do ustalenia
części nieefektywnej w
danym okresie)
Różnica między zyskiem
lub stratą z tytułu
zabezpieczenia na
instrumencie
zabezpieczającym oraz
pozycją zabezpieczaną
Aktywa
Zobowiązania
Ryzyko towarowe
Przyszłe przychody ze
sprzedaży
8
28
Instrumenty
pochodne
oraz pozostałe aktywa
i zobowiązania
(1)
1
-
2021
Rodzaj ryzyka / typ pozycji
Skumulowana wartość korekty
bilansowej z tytułu wartości
godziwej
Pozycja w
sprawozdaniu z
sytuacji finansowej,
w której została ujęta
wartość bilansowa
Zmiana wartości
korekty pozycji
zabezpieczanej w
danym okresie
Zmiany wartości
godziwej (jako
podstawa do ustalenia
części nieefektywnej w
danym okresie)
Różnica między zyskiem
lub stratą z tytułu
zabezpieczenia na
instrumencie
zabezpieczającym oraz
pozycją zabezpieczaną
Aktywa
Zobowiązania
Ryzyko towarowe
Przyszłe przychody ze
sprzedaży
-
19
Instrumenty
pochodne
oraz pozostałe aktywa
i zobowiązania
(14)
14
-
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 113 / 141
Wpływ rachunkowości zabezpieczeń przepływów pieniężnych na sprawozdanie z zysków lub strat i inne całkowite
dochody
2022
Rodzaj ryzyka / typ pozycji
Zyski lub straty z tytułu
zabezpieczenia dla
okresu
sprawozdawczego ujęte
w innych całkowitych
dochodach
Nieefektywność
zabezpieczenia
ujęta w wyniku
finansowym w
okresie
Pozycja w sprawozdaniu, gdzie
została ujęta wycena nieefektywności
zabezpieczenia
Kwota przeklasyfikowana z innych całkowitych dochodów
do wyniku finansowego jako korekta z tytułu
przeklasyfikowania, ze względu na:
Realizację pozycji
zabezpieczanej w
okresie (powiązania
kontynuowane)
Pozycja w wyniku finansowym,
która zawiera korektę z tytułu
przeklasyfikowania
Ryzyko walutowe (EUR/PLN)
forwardy walutowe
42
-
(164)
Przychody ze sprzedaży
forwardy walutowe
-
-
(7)
Koszty wytworzenia (operacyjne)
forwardy walutowe
875
44
Pozostałe przychody i koszty operacyjne
394
Pozostałe przychody / koszty operacyjne
Ryzyko walutowe (USD/PLN)
forwardy walutowe
(9)
-
20
Koszty wytworzenia (operacyjne)
forwardy walutowe
-
-
(21)
Zapasy
forwardy walutowe
(13)
-
Pozostałe przychody i koszty operacyjne
(3)
Pozostałe przychody / koszty operacyjne
895
44
219
Ryzyko towarowe
swapy towarowe
(745)
-
796
Zapasy
swapy towarowe
6 635
(96)
Pozostałe przychody i koszty operacyjne
(1 653)
Przychody ze sprzedaży
futures towarowy
(23)
-
151
Wartości niematerialne i prawne
5 867
(96)
(706)
6 762
(52)
(487)
W składnikach innych całkowitych dochodów dotyczących kapitału z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń brutto w
kwocie 6 800 mln PLN Grupa ujmuje zyski lub straty w kwocie 6 762 mln PLN ujęte w okresie 12 miesięcy 2022 roku oraz rozliczone
instrumenty zabezpieczające oczekujące na pozycję zabezpieczaną w kwocie 38 mln PLN w tym 52 52 mln PLN dotyczące 2022
roku i (14) mln PLN rozliczone z poprzedniego roku.
2021
Rodzaj ryzyka / typ pozycji
Zyski lub straty z tytułu
zabezpieczenia dla
okresu
sprawozdawczego ujęte
w innych całkowitych
dochodach
Nieefektywność
zabezpieczenia
ujęta w wyniku
finansowym w
okresie
Pozycja w sprawozdaniu, gdzie
została ujęta wycena nieefektywności
zabezpieczenia
Kwota przeklasyfikowana z innych całkowitych dochodów
do wyniku finansowego jako korekta z tytułu
przeklasyfikowania, ze względu na:
Realizację pozycji
zabezpieczanej w
okresie (powiązania
kontynuowane)
Pozycja w wyniku finansowym,
która zawiera korektę z tytułu
przeklasyfikowania
Ryzyko walutowe (EUR/PLN)
forwardy walutowe
102
-
(186)
Przychody ze sprzedaży
forwardy walutowe
-
-
2
Koszty wytworzenia (operacyjne)
forwardy walutowe
(676)
-
Pozostałe przychody i koszty operacyjne
287
Pozostałe przychody / koszty operacyjne
Ryzyko walutowe (USD/PLN)
forwardy walutowe
-
-
1
Przychody ze sprzedaży
forwardy walutowe
6
-
(3)
Koszty wytworzenia (operacyjne)
forwardy walutowe
1
-
Pozostałe przychody i koszty operacyjne
(1)
Pozostałe przychody / koszty operacyjne
(567)
-
100
Ryzyko towarowe
swapy towarowe
(6)
-
43
Zapasy
swapy towarowe
50
(1)
Pozostałe przychody i koszty operacyjne
(180)
Przychody ze sprzedaży
44
(1)
(137)
(523)
(1)
(37)
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 114 / 141
Uzgodnienie kapitału z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń
2022
Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń w podziale na
Część efektywna
zmiany wartości
godziwej
Część efektywna
z tytułu
rozliczenia
instrumentów
Koszt zabezpieczenia
Razem
związany z wystąpieniem
transakcji
Ryzyko walutowe
01/01/2022
(241)
(15)
(248)
(504)
Zabezpieczenie przepływów pieniężnych *
34
(15)
883
902
Wpływ wyceny transakcji zabezpieczających (część skuteczna)
(122)
-
1 223
1 101
Reklasyfikacja do wyniku finansowego w związku z realizacją pozycji zabezpieczanej, w tym:
157
15
(391)
(219)
reklasyfikacja instrumentów z poprzedniego roku - brak pozycji zabezpieczanej
-
15
(29)
(14)
Instrumenty do rozliczenia
-
(30)
51
21
Rozliczenie części nieefektywnej
(1)
-
-
(1)
31/12/2022
(207)
(30)
635
398
Ryzyko towarowe
01/01/2022
(8)
-
-
(8)
Zabezpieczenie przepływów pieniężnych
5 867
31
-
5 898
Wpływ wyceny transakcji zabezpieczających (część skuteczna)
4 878
-
n/d
4 878
Reklasyfikacja do wyniku finansowego w związku z realizacją pozycji zabezpieczanej
706
-
n/d
706
Instrumenty do rozliczenia
-
31
n/d
31
Rozliczenie części nieefektywnej
283
-
n/d
283
31/12/2022
5 859
31
-
5 890
Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń brutto 01/01/2022
(249)
(15)
(248)
(512)
Podatek odroczony od rozliczenia i wyceny instrumentów zabezpieczających
37
3
42
82
Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń netto 01/01/2022
(212)
(12)
(206)
(430)
Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń brutto 31/12/2022
5 652
1
635
6 288
Podatek odroczony od rozliczenia i wyceny instrumentów zabezpieczających
(1 160)
-
(123)
(1 283)
Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń netto 31/12/2022
4 492
1
512
5 005
* istotna zmiana kosztów zabezpieczenia związanego z wystąpieniem transakcji wynika głównie z podwyżki stóp procentowych, a w konsekwencji zmiany
czynników dyskontowych, stosowanych w rozliczeniach transakcji terminowych, a także kształtowania się kursu EUR/PLN.
2021
Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń w podziale na
Część efektywna
zmiany wartości
godziwej
Część efektywna
z tytułu
rozliczenia
instrumentów
Koszt zabezpieczenia
Razem
związany z wystąpieniem
transakcji
Ryzyko walutowe
01/01/2021
(363)
14
402
53
Zabezpieczenie przepływów pieniężnych *
122
(29)
(650)
(557)
Wpływ wyceny transakcji zabezpieczających (część skuteczna)
(58)
(20)
(393)
(471)
Reklasyfikacja do wyniku finansowego w związku z realizacją pozycji zabezpieczanej, w tym:
180
6
(286)
(100)
reklasyfikacja instrumentów z poprzedniego roku - brak pozycji zabezpieczanej
-
6
(10)
(4)
Instrumenty do rozliczenia
-
(15)
29
14
31/12/2021
(241)
(15)
(248)
(504)
Ryzyko towarowe
01/01/2021
(52)
-
-
(52)
Zabezpieczenie przepływów pieniężnych
44
-
-
44
Wpływ wyceny transakcji zabezpieczających (część skuteczna)
(110)
-
n/d
(110)
Reklasyfikacja do wyniku finansowego w związku z realizacją pozycji zabezpieczanej
137
-
n/d
137
Rozliczenie części nieefektywnej
17
-
n/d
17
31/12/2021
(8)
-
-
(8)
Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń brutto 01/01/2021
(415)
14
402
1
Podatek odroczony od rozliczenia i wyceny instrumentów zabezpieczających
60
1
(78)
(17)
Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń netto 01/01/2021
(355)
15
324
(16)
Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń brutto 31/12/2021
(249)
(15)
(248)
(512)
Podatek odroczony od rozliczenia i wyceny instrumentów zabezpieczających
37
3
42
82
Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń netto 31/12/2021
(212)
(12)
(206)
(430)
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 115 / 141
16.5. Identyfikacja ryzyka
Zarządzanie ryzykiem skupia się głównie na nieprzewidywalności rynków i ma na celu ograniczenie wpływu zmienności na wyniki
finansowe Grupy.
Rodzaj ryzyka
Ekspozycja
Pomiar ryzyka
Zarządzanie/Zabezpieczanie
RYNKOWE
Towarowe
- ryzyko zmian marż na sprzedawanych produktach rafineryjnych i
petrochemicznych oraz zmian wysokości dyferencjału Brent;
- ryzyko zmian cen ropy naftowej, gazu i produktów związane z
niedopasowaniem czasowym;
- ryzyko zmian cen uprawnień do emisji CO₂;
- ryzyko zmiany ceny gazu
- ryzyko zmian cen ropy naftowej i produktów rafineryjnych związane z
obowiązkiem utrzymywania zapasów obowiązkowych ropy i paliw;
- ryzyko wynikające z uprawdopodobnionych zobowiązań i należności
obejmujące zapewnienie wybranym odbiorcom formuł cenowych opartych na
cenie stałej w czasie
- ryzyko zmiany cen zakupu energii elektrycznej oraz świadectw pochodzenia
na rynku hurtowym
W oparciu o planowane
przepływy pieniężne.
Polityki zarządzania ryzykiem rynkowym oraz strategie
zabezpieczające, które określają zasady pomiaru
poszczególnych ekspozycji, parametry i horyzont
czasowy zabezpieczania danego ryzyka oraz stosowane
instrumenty zabezpieczające.
Zarządzanie ryzykiem rynkowym odbywa się przy
wykorzystaniu instrumentów pochodnych, które są
stosowane wyłącznie do ograniczenia ryzyka zmian
wartości godziwej i ryzyka zmian przepływów
pieniężnych.
Ustalając wycenę rynkową instrumentów, Grupa
korzysta z własnych systemów ewidencji i wyceny
instrumentów pochodnych jak również polega na
informacjach uzyskanych z wiodących na danym rynku
banków oraz firm brokerskich lub serwisów
informacyjnych. Transakcje zawierane są wyłącznie z
wiarygodnymi partnerami, dopuszczonymi do udziału w
transakcjach w wyniku zastosowania odpowiednich
procedur i podpisania odpowiedniej dokumentacji.
Zmian kursów
walutowych
- ekonomiczna ekspozycja walutowa wynikająca z wpływów pomniejszonych
o wydatki indeksowane do lub denominowane w walucie innej niż waluta
funkcjonalna;
- ekspozycja walutowa wynikająca z inwestycji bądź uprawdopodobnionych
zobowiązań i należności w walutach obcych;
- bilansowa ekspozycja walutowa wynikająca z denominowanych w walutach
obcych aktywów i pasywów w tym zobowiązań dłużnych w walutach obcych
zaciągniętych w ramach ustanowionych programów emisji euroobligacji i
obligacji hybrydowych
W oparciu o planowane
przepływy pieniężne.
W oparciu o analizy pozycji
bilansowych.
Zmian stóp
procentowych
-ekspozycja wynikająca z posiadanych aktywów oraz pasywów, dla których
przychody oraz koszty odsetkowe uzależnione są od zmiennych stóp
procentowych, w tym lokowanie nadwyżek pieniężnych i zobowiązania
dłużne
W oparciu o udział w całości
zadłużenia brutto pozycji, dla
których koszty odsetkowe są
uzależnione od zmiennych
stóp procentowych.
Płynności
Ryzyko nieprzewidzianego niedoboru środków pieniężnych lub braku dostępu
do źródeł finansowania zarówno w horyzoncie krótko jak i długoterminowym,
prowadzące do przejściowej lub trwałej utraty zdolności do regulowania
zobowiązań skutkujących koniecznością pozyskania finansowania na mniej
korzystnych warunkach lub utratą potencjalnych korzyści wynikających z
nadpłynności.
W oparciu o planowane
przepływy pieniężne z
działalności operacyjnej,
inwestycyjnej i finansowej w
horyzoncie krótko i
długoterminowym.
Polityka zarządzania płynnością, która określa zasady
raportowania i konsolidacji płynności PKN ORLEN i
spółek Grupy ORLEN. Grupa prowadzi politykę
dywersyfikacji źródeł finansowania oraz wykorzystuje
zróżnicowane narzędzia dla efektywnego zarządzania
płynnością. Grupa prowadzi również bieżący monitoring
poziomu kowenantów kredytowych oraz ich
szacunkowego poziomu w okresach długoterminowych .
Utraty środków
pieniężnych i lokat
Ryzyko upadłości banków krajowych lub zagranicznych, na rachunkach
których są przetrzymywane lub w których lokowane są środki pieniężne
będące bilansową ekspozycją posiadanych aktywów finansowych: środków
pieniężnych i ich ekwiwalentów.
Regularny przeglad
wiarygodności kredytowej
banków i wyznaczania
limitów koncentracji środków.
Zarządzanie w oparciu o zasady zarządzania
nadwyżkami pieniężnymi, które określają możliwości
przyznawania limitów dla poszczególnych banków
ustalanych na podstawie m in. ratingów oraz danych
sprawozdawczych. Współpraca głównie z bankami
kredytującymi.
Kredytowe
Ryzyko nieuregulowania przez kontrahentów należności za dostarczone
produkty i usługi, z którymi zawierane są transakcje handlowe z odroczonym
terminem płatności.
Analiza wiarygodności i
wypłacalności kontrahentów.
Zarządzanie w oparciu o przyjęte procedury i politykę w
zakresie zarządzania kredytem kupieckim i windykacją, w
tym wyznaczania limitów i ustanawiania zabezpieczeń.
Strategie zabezpieczające w ramach
rachunkowości zabezpieczeń wykorzystywane w
2022 roku
Komponent
Rodzaj powiązania
Sprzedaż asfaltu w cenie stałej
Komponent ryzyka Brent;Fuel Oil/Gas Oil będący elementem składowym
bezwarunkowego i wiążącego zobowiązania komercyjnego z zawartej transakcji
sprzedaży w cenie stałej
zabezpieczenie wartości godziwej
Niedopasowanie czasowe na zakupach ropy, która jest
zabezpieczana do planowanego okresu przerobu ropy i
sprzedaży produktów oraz zapasów ponadnormatywnych
Komponent ryzyka Brent DTd, będący elementem przyszłego zakupu ropy; pozycja
identyfikowana na podstawie dostaw ropy z miesiąca realizacji/dostawy transakcji
zabezpieczającej według kolejności ich otrzymania
zabezpieczenie przepływów pieniężnych
Komponent ryzyka Brent, będący elementem składowym sprzedaży oleju napędowego;
pozycja identyfikowana na podstawie faktur sprzedażowych wystawionych w miesiącu
realizacji/dostawy transakcji zabezpieczającej według kolejności ich wystawienia
Komponent ryzyka EBOB/ULSD/3,5PCT, będący elementem składowym sprzedaży
benzyny / oleju napędowego / oleju opałowego; pozycja identyfikowana na podstawie
faktur sprzedażowych wystawionych w miesiącu realizacji/dostawy transakcji
zabezpieczającej według kolejności ich wystawienia
Sprzedaż produktów denominowanych /indeksowanych w
walutach obcych
Faktury dotyczące sprzedaży denominowanej w walucie obcej lub indeksowanej do
kursu waluty obcej wystawione w dniu zapadalności transakcji Forward i dniach
kolejnych według kolejności ich wystawienia; wartość nominalna w walucie obcej do
wysokości wartości nominalnej instrumentu zabezpieczającego w walucie obcej oraz
komponent walutowy EUR/PLN i EUR/USD wynikający z prognozowanych przyszłych
przychodów ze sprzedaży gazu.
zabezpieczenie przepływów pieniężnych
Dostawy za zakupy denominowane w walucie obcej lub
indeksowane do kursu waluty obcej
Dostawy za zakupy denominowane w walucie obcej lub indeksowane do kursu waluty
obcej otrzymane w dniu zapadalności transakcji Forward i dniach kolejnych według
kolejności ich dostarczenia; wartość nominalna w walucie obcej do wysokości wartości
nominalnej instrumentu zabezpieczającego w walucie obcej oraz zabezpieczenie
przyszłych, wysoce prawdopodobnych przepływów pieniężnych z tytułu zakupu gazu w
walucie obcej.
zabezpieczenie przepływów pieniężnych
Zakup gazu ziemnego skroplonego LNG po cenach
indeksowanych
Wolumen zakupu gazu skroplonego LNG po cenach wyrażonych w indeksie Henry
Hub
zabezpieczenie przepływów pieniężnych
Sprzedaż i zakup gazu ziemnego po cenach
indeksowanych
Komponent ryzyka wynikający z kontraktów sprzedaży i zakupu gazu po cenach
opartych o indeksy gazowe z rynku europejskiego skorelowane z indeksem TTF
(komponent indeksu TTF)
zabezpieczenie przepływów pieniężnych
Zabezpieczenie cen uprawnień do emisji CO₂
Zabezpieczenie ceny zakupu uprawnień CO
2
wynikających z fizycznego zakupu
uprawnień, koniecznych do realizacji obowiązku rozliczenia emisji CO
2
.
zabezpieczenie przepływów pieniężnych
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 116 / 141
Grupa ORLEN stosuje spójne zasady zabezpieczania ryzyka finansowego w oparciu o polityki i strategie zarządzania ryzykiem
rynkowym pod nadzorem Komitetów Ryzyka Finansowego, Zarządu i Rady Nadzorczej PKN ORLEN.
Standardowe zabezpieczanie walutowej ekspozycji ekonomicznej odbywa się w sposób rolowany i powtarzalny obejmując standardowo
okres kolejnych 24 miesięcy.
Dopuszcza się zabezpieczanie walutowej ekspozycji ekonomicznej w EUR (z uwagi na jej stabilność i przewidywalność) na okresy
maksymalnie do 60 miesięcy.
Dedykowana strategia zabezpieczająca wyznacza optymalne poziomy zabezpieczenia dla standardowego okresu oraz
dopuszczalne odchylenia.
Ekspozycja na ryzyko walutowe bilansowe jest zabezpieczana do 100% kwoty narażonej na przedmiotowe ryzyko walutowe.
W przypadku ryzyka towarowego poziom zabezpieczenia poszczególnych ekspozycji jest zgodny z rekomendacjami dla poszczególnych
spółek zaakceptowanymi przez Komitet Ryzyka Finansowego.
Ekspozycja na ryzyko cen towarów związana z niedopasowaniem czasowym na nienormatywnych zapasach operacyjnych jest
zabezpieczana na 100% wolumenu zapasów narażonego na przedmiotowe ryzyko.
Ekspozycja na ryzyko cen towarów związana z uprawdopodobnionymi zobowiązaniami lub należnościami w Grupie ORLEN jest
zabezpieczana na 100 % wolumenu narażonego na przedmiotowe ryzyko (oferowania odbiorcom formuł cenowych opartych na cenie
stałej w czasie).
Ekspozycja na ryzyko cen towarów związana z niedopasowaniem czasowym na zakupach ropy jest zabezpieczana na wolumenie
odpowiadającym 90% wolumenu sprzedawanych produktów wytworzonych z kupowanej ropy, narażonych na przedmiotowe ryzyko.
Realizacja strategii zarządzania ryzykiem towarowym i walutowym w odniesieniu do kontraktów dotyczących zakupu i sprzedaży gazu
polega na zarządzaniu ryzykiem całkowitej otwartej pozycji wynikającej z tych kontraktów z uwzględnieniem zasady netto obejmującej
horyzont czasowy do 36 miesięcy.
Ekspozycja z tytułu marży rafineryjnej jest zabezpieczana oportunistycznie. Zgodnie z przyjętymi w tym zakresie strategiami, marża
rafineryjna zabezpieczana jest w horyzoncie do 36 miesięcy w przód na wolumenie planowanej produkcji.
Wszystkie transakcje zabezpieczające ekspozycję towarową i walutową wykonywane ze Spółkami GK objętymi procesem
centralizacji ewidencjonowane są na bilansie PKN ORLEN a następnie przenoszone na spółki na zasadzie transakcji
wewnątrzgrupowych.
16.5.1. Ryzyko towarowe
16.5.1.1. Ryzyko zmiany cen produktów rafineryjnych i petrochemicznych oraz surowców
Rodzaj zabezpieczonego surowca/produktu
Jednostka miary
31/12/2022
31/12/2021
Ropa naftowa
bbl
25 671 770
20 977 300
Olej napędowy
t
140 000
70 000
Olej opałowy
t
67 946
-
Gaz ziemny AECO
gj
-
8 975 000
Gaz ziemny Henry Hub
mmBtu
193 500 000
-
Gaz ziemny TTF
MWh
70 368 957
-
Marża rafineryjna
bbl
9 264 000
5 415 000
Energia elektryczna
MWh
2 940 032
171 990
Pozostałe
t
-
11 800
Analiza wrażliwości na zmiany cen produktów i surowców
Analiza wpływu zmiany wartości księgowej instrumentów finansowych na wynik przed opodatkowaniem i kapitał z tytułu
stosowania rachunkowości zabezpieczeń w związku z hipotetyczną zmianą cen produktów i surowców:
Założone odchylenia
Wpływ na wynik
przed opodatkowaniem
Wpływ na kapitał z tytułu
stosowania rachunkowości
zabezpieczeń
Razem
2022
2021
2022
2021
2022
2021
2022
2021
Wzrost cen
Wzrost cen
Wpływ łączny
Ropa naftowa USD/bbl;CAD/bbl
47%
31%
-
(820)
(1 793)
27
(1 793)
(793)
Olej napędowy USD/t
56%
31%
9
-
(146)
(59)
(137)
(59)
Olej opałowy USD/t
53%
-
13
-
23
-
36
-
Benzyna USD/t
-
30%
-
-
-
(10)
-
(10)
Gaz CAD/Gj
-
31%
-
21
-
-
-
21
Gaz ziemny Henry Hub USD/mmBtu
99%
-
-
-
3 224
-
3 224
-
Gaz ziemny TTF EUR/MWh
143%
-
58
-
(22 544)
-
(22 486)
-
Marża rafineryjna USD/bbl
47% / 56%
30%
(635)
(42)
-
-
(635)
(42)
Energia elektryczna PLN/MWh
99%
30%
(175)
(57)
-
-
(175)
(57)
(730)
(898)
(21 236)
(42)
(21 966)
(940)
2022
2021
Spadek cen
Spadek cen
Wpływ łączny
Gaz ziemny TTF EUR/MWh
-95%
-
(38)
-
14 977
-
14 938
-
Przy analogicznym procentowym spadku cen analiza wrażliwości wykazuje odchylenia tej samej wartości jak w powyższej tabeli
ale ze znakiem przeciwnym, z wyjątkiem pozycji gaz ziemny TTF, dla której w analizie wrażliwości na wzrost i spadek cen przyjęte
zostały inne wartości odchyleń. Odchylenie +143% skalkulowane jest na podstawie zmienności historycznej w 2022 roku natomiast
-95% to najniższa historyczna cena produktu w okresie ostatnich 3 lat. Modyfikacja symetrycznej zmiany wynika z
ponadnormatywnych zmian cen gazu na rynkach światowych spowodowanych sytuacją geopolityczna na świecie.
Odchylenia cen pozostałych produktów skalkulowano na podstawie ich zmienności historycznej w 2022 roku.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 117 / 141
Wpływ zmian cen zaprezentowano w skali roku.
W przypadku instrumentów pochodnych zbadano wpływ zmian cen produktów na wartość godziwą przy niezmiennym poziomie
kursów walut.
16.5.1.2. Ryzyko zmiany cen uprawnień do emisji (CO
2
)
Spółka zarządza centralnie ryzykiem związanym z kosztem rozliczenia emisji CO
2
w Grupie zgodnie z założeniami przyjętej Polityki
zabezpieczania ryzyka rynkowego zatwierdzonej przez Zarząd PKN ORLEN. W ramach realizowanej strategii Spółka nabywa
uprawnienia zarówno na potrzeby własne jak również w celu zabezpieczenia szacowanego wolumenu oraz kosztów nabycia
uprawnień do emisji CO
2
spółek z Grupy. Bilans brakujących uprawnień do emisji CO
2
jest szacowany w oparciu o m.in. aktualne
saldo posiadanych uprawnień, wykonane transakcje zakupu uprawnień z dostawą w przyszłości, zrealizowane oraz szacowane w
przyszłych okresach emisje z poszczególnych instalacji w Grupie ORLEN oraz prognozy przydziału darmowych uprawnień.
W ramach realizowanej strategii zabezpieczenia ryzyka kosztu rozliczenia emisji CO
2,
jak również działań w zakresie zarządzania
ryzykiem płynności skoncentrowanych na optymalizacji przepływów gotówkowych i poziomu długu, Grupa wydziela następujące
portfele w ramach zawieranych kontraktów na zakup uprawnień CO
2
:
- portfel „własny” CO
2
– w ramach którego kontrakty zostaną rozliczone w formie fizycznej dostawy i nie podlegają wycenie do
wartości godziwej, zgodnie z wyłączeniem zawartym w MSSF 9;
- portfel „transakcyjny” CO
2
bez rachunkowości zabezpieczeń – dotyczący kontraktów, które zgodnie z realizowaną strategią
zabezpieczenia ryzyka kosztu rozliczenia emisji CO
2
, mogą podlegać rozliczeniu w środkach pieniężnych lub w formie wymiany
na inny instrument finansowy w późniejszych terminach i są ujmowane jako Instrumenty pochodne niewyznaczone dla celów
rachunkowości zabezpieczeń zaklasyfikowane do aktywów/zobowiązań finansowych wycenianych w wartości godziwej przez
wynik finansowy zgodnie z MSSF 9
- portfel „transakcyjny” CO
2
objęty rachunkowością zabezpieczeń – dotyczący kontraktów, które są wyznaczane jako instrument
zabezpieczający w ramach zabezpieczenia przepływów pieniężnych wynikających z wysoce prawdopodobnych
prognozowanych przyszłych transakcji zakupu uprawnień CO
2
przez Grupę. Efektywna część zmiany wartości godziwej tych
instrumentów odnoszona jest na kapitał z aktualizacji wyceny z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń, a następnie
podlega reklasyfikacji w okresie rozpoznania pozycji zabezpieczanej (zakupu uprawnień CO
2
) odpowiednio do wartości
niematerialnych.
Otwarte kontrakty terminowe na zakup uprawnień do emisji CO
2
:
Otwarte kontrakty terminowe na zakup
uprawnień do emisji CO
2
Okres
rozliczenia
transakcji
Liczba
uprawnień w
tonach
Wycena w wartości godziwej
31/12/2022
(mln PLN)
31/12/2022
Aktywa finansowe
Zobowiązania finansowe
Portfel „transakcyjny” CO
2
bez rachunkowości zabezpieczeń
2023-2025
1 657 000
153
4
Portfel „transakcyjny” CO
2
objęty
rachunkowością zabezpieczeń*
2023-2024
2 374 000
20
42
Portfel „własny” CO
2
2023-2024
3 738 000
nie podlega wycenie na dzień bilansowy
* Grupa stosuje rachunkowość zabezpieczeń w odniesieniu do zakupów CO
2
od 1 lipca 2022 roku
Otwarte kontrakty terminowe na zakup
uprawnień do emisji CO
2
Okres
rozliczenia
transakcji
Liczba
uprawnień w
tonach
Wycena w wartości godziwej
31/12/2021
(mln PLN)
31/12/2021
Aktywa finansowe
Zobowiązania finansowe
Portfel „transakcyjny” CO
2
2022-2023
20 716 000
838
125
Portfel „własny” CO
2
2022
2 300 000
nie podlega wycenie na dzień bilansowy
Efekt wyceny kontraktów transakcyjnych CO
2
bez rachunkowości zabezpieczeń został rozpoznany w pozostałych przychodach
operacyjnych i pozostałych kosztach operacyjnych w pozycji Rozliczenie i wycena pochodnych instrumentów finansowych
dotyczących ekspozycji operacyjnej. Dodatkowe informacje przedstawiono w nocie 13.10 i 13.11.
Analiza wrażliwości na zmiany cen uprawnień do emisji CO
2
Analiza wpływu zmiany wartości księgowej instrumentów finansowych na wynik przed opodatkowaniem w związku z hipotetyczną
zmianą cen uprawnień do emisji CO
2
Założone odchylenia
Wpływ na wynik przed
opodatkowaniem
Wpływ na kapitał z
tytułu stosowania
rachunkowości
zabezpieczeń *
2022
2021
2022
2021
2022
2021
2022
2021
wzrost cen
wzrost cen
Razem
Portfel „transakcyjny” CO
2
54%
44%
346
3 396
490
-
836
3 396
* Grupa stosuje rachunkowość zabezpieczeń w odniesieniu do zakupów CO
2
od 1 lipca 2022 roku
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 118 / 141
Przy analogicznym procentowym spadku cen analiza wrażliwości wykazuje odchylenia tej samej wartości jak w powyższej tabeli
ale ze znakiem przeciwnym.
Przyjęte w analizach wrażliwości na zmiany cen uprawnień do emisji CO
2
odchylenia cen skalkulowano na podstawie ich
obserwowanej zmienności historycznej w 2022 roku.
Wartość księgowa netto instrumentów pochodnych zabezpieczających ryzyka towarowe opisane w punktach 16.5.1.1 i 16.5.1.2 na
dzień 31 grudnia 2022 roku oraz na dzień 31 grudnia 2021 roku wyniosła odpowiednio (13 856) mln PLN oraz 629 mln PLN.
16.5.2. Ryzyko zmian kursów walutowych
Struktura walutowa instrumentów finansowych
2022
Klasy instrumentów finansowych
EUR
USD
CZK
CAD
NOK
Pozostałe
waluty
po
przeliczeniu
na PLN
Razem
po
przeliczeniu
na PLN
Aktywa finansowe
Aktywa finansowe wyceniane w wartości
godziwej przez inne całkowite dochody
-
-
-
5
-
-
15
Dostawy i usługi
1 081
470
5 592
25
2
24
8 329
Instrumenty pochodne
663
288
-
-
-
-
4 377
Środki pieniężne
1 389
594
17 553
-
3 045
682
14 579
Należności z tytułu rozliczonych
instrumentów pochodnych
177
36
-
-
-
-
988
Depozyty zabezpieczające
780
1 092
27
-
-
-
8 471
Korekta pozycji zabezpieczanej
-
2
-
-
-
-
8
Dostawy i usługi w ramach limitu faktoringu pełnego
13
-
3 344
-
-
-
708
Środki pieniężne o ograniczonej możliwości dysponowania
-
-
-
-
1 350
-
602
Pozostałe
12
30
69
7
744
-
538
4 115
2 512
26 585
37
5 141
706
38 615
Zobowiązania finansowe
Kredyty
553
166
2
2
-
20
3 349
Obligacje
1 807
49
-
-
-
-
8 690
Leasing
652
82
2 886
1
31
16
4 012
Dostawy i usługi
1 084
1 781
4 677
15
240
91
14 076
Zobowiązania inwestycyjne
592
26
1 458
28
-
-
3 264
Instrumenty pochodne
3 646
44
57
-
-
-
17 297
Zobowiązania z tytułu rozliczonych
instrumentów pochodnych
270
27
-
-
-
-
1 387
Korekta pozycji zabezpieczanej
-
6
3
-
-
-
28
Depozyty zabezpieczające
-
-
-
-
-
28
28
Niezrealizowane zobowiązanie wobec GAZPROM
-
511
-
-
-
-
2 249
Pozostałe
9
292
401
2
633
7
1 705
8 613
2 984
9 484
48
904
162
56 085
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 119 / 141
2021
Klasy instrumentów finansowych
EUR
USD
CZK
CAD
Pozostałe
waluty
po przeliczeniu
na PLN
Razem
po przeliczeniu
na PLN
Aktywa finansowe
Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej przez inne całkowite
dochody
-
-
-
1
-
4
Dostawy i usługi
727
126
6 388
23
46
5 158
Instrumenty pochodne
285
38
-
2
-
1 470
Środki pieniężne
43
243
2 300
-
13
1 624
Należności z tytułu rozliczonych
instrumentów pochodnych
-
38
-
-
-
155
Depozyty zabezpieczające
-
60
-
-
-
245
Pozostałe
17
-
214
2
-
121
1 072
505
8 902
28
59
8 777
Zobowiązania finansowe
Kredyty
180
200
2 001
-
-
2 010
Obligacje
1 805
-
-
-
-
8 302
Leasing
399
-
2 525
1
-
2 304
Dostawy i usługi
418
1 032
5 366
20
15
7 182
Zobowiązania inwestycyjne
161
18
1 771
19
-
1 197
Instrumenty pochodne
213
19
-
4
-
1 067
Zobowiązania z tytułu rozliczonych
instrumentów pochodnych
-
6
-
-
-
25
Korekta pozycji zabezpieczanej
-
5
-
-
-
19
Depozyty zabezpieczające
-
4
-
-
-
18
Pozostałe
3
66
516
-
-
373
3 179
1 350
12 179
44
15
22 497
Analiza wrażliwości na zmiany kursów walutowych
2022
EUR / PLN
USD / PLN
CZK / PLN
CAD / PLN
NOK / PLN
Razem
2022
2022
2022
2022
2022
2022
odchylenie kursów +15%
Wpływ na wynik przed opodatkowaniem (A)
(2 948)
(761)
(57)
(8)
(215)
(3 989)
Wpływ na kapitał z tytułu stosowania rachunkowości
zabezpieczeń (B)
(473)
33
-
-
-
(440)
Wpływ na kapitał z tytułu różnic kursowych z przeliczenia
jednostek działających za granicą ( C )
415
(114)
462
2
154
919
Wpływ łączny (A+B+C)
(3 006)
(842)
405
(6)
(61)
(3 510)
Wrażliwość inwestycji netto w podmioty zagraniczne z
uwzględnieniem rachunkowości zabezpieczeń (D)
183
214
2 343
354
584
3 678
Łączny wpływ na rachunek zysków lub strat i inne
całkowite dochody (A+B+D)
(3 238)
(514)
2 286
346
369
(751)
2021
EUR / PLN
USD / PLN
CZK / PLN
CAD / PLN
Razem
2021
2021
2021
2021
2021
odchylenie kursów +15%
Wpływ na wynik przed opodatkowaniem (A)
(1 300)
(601)
(91)
(126)
(2 118)
Wpływ na kapitał z tytułu stosowania rachunkowości
zabezpieczeń (B)
57
13
-
-
70
Wpływ na kapitał z tytułu różnic kursowych z przeliczenia
jednostek działających za granicą ( C )
-
26
-
120
146
Wpływ łączny (A+B+C)
(1 243)
(562)
(91)
(6)
(1 902)
Wrażliwość inwestycji netto w podmioty zagraniczne z
uwzględnieniem rachunkowości zabezpieczeń (D)
143
343
1 564
304
2 354
Łączny wpływ na rachunek zysków lub strat i inne całkowite
dochody (A+B+D)
(1 100)
(245)
1 473
178
306
Przy odchyleniu kursów walutowych o (-)15% analiza wrażliwości wykazuje odchylenia tej samej wartości jak w powyższej tabeli ale ze
znakiem przeciwnym.
Powyższe odchylenia kursów skalkulowano na podstawie średnich zmienności poszczególnych kursów walut w 2022 i 2021 roku.
Wpływ odchyleń kursów walut na wartość godziwą instrumentów pochodnych oszacowano przy niezmiennych poziomach stóp
procentowych.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 120 / 141
16.5.3. Ryzyko zmian stóp procentowych
Struktura instrumentów finansowych narażonych na ryzyko zmiany stóp procentowych na dzień 31 grudnia 2022 roku
Klasy instrumentów finansowych
WIBOR
EURIBOR
LIBOR USD
PRIBOR
LIBOR CAD
BUBOR/HUF
Razem
NOTA
Aktywa finansowe
Instrumenty pochodne
14.10.1
487
2 442
1 268
2
-
-
3 712
487
2 442
1 268
2
-
-
3 712
Zobowiązania finansowe
Kredyty
14.7.1
4 901
2 593
729
-
6
20
8 249
Pożyczki
14.7.2
281
-
-
-
-
-
281
Obligacje
14.7.3
1 003
-
217
-
-
-
1 220
Instrumenty pochodne
14.10.2
155
16 877
194
11
-
-
17 082
6 340
19 470
1 140
11
6
20
26 832
Struktura instrumentów finansowych narażonych na ryzyko zmiany stóp procentowych na dzień 31 grudnia 2021 roku
Klasy instrumentów finansowych
WIBOR
EURIBOR
LIBOR USD
PRIBOR
LIBOR CAD
Razem
NOTA
Aktywa finansowe
Instrumenty pochodne
14.10.1
22
472
154
-
6
632
22
472
154
-
6
632
Zobowiązania finansowe
Kredyty
14.7.1
1 926
828
812
370
-
3 936
Pożyczki
14.7.2
131
-
-
-
-
131
Obligacje
14.7.3
1 802
-
-
-
-
1 802
Instrumenty pochodne
14.10.2
151
852
78
-
12
942
4 010
1 680
890
370
12
6 811
Na dzień 31 grudnia 2022 roku i na dzień 31 grudnia 2021 Grupa posiadała futures i forwardy towarowe, które nie są wrażliwe na
zmianę stopy procentowej dotyczące CO
2
oraz energii elektrycznej w kwocie łącznej netto odpowiednio 428 mln PLN i 614 mln
PLN. Wartości bilansowe tych pozycji zostały zaprezentowane w nocie 14.10.
Grupa ORLEN narażona jest na ryzyko zmienności przepływów pieniężnych z tytułu zmian stóp procentowych wynikające z posiadanych
aktywów oraz pasywów dla których przychody oraz koszty odsetkowe są uzależnione od zmiennych stóp procentowych.
Grupa ORLEN zabezpiecza częściowo skonsolidowaną ekspozycję na zmienność przepływów pieniężnych z tytułu zmian stóp
procentowych. W tym celu wykorzystywane są instrumenty typu swap procentowy (IRS) oraz swap walutowo-procentowy (CIRS).
Pomiar ryzyka dokonywany jest w oparciu o udział w całości zadłużenia brutto pozycji, dla których koszty odsetkowe są uzależnione od
zmiennych stóp procentowych.
Analiza wrażliwości na zmiany stóp procentowych
Stopa
procentowa
Założone odchylenia
Wpływ na wynik
przed opodatkowaniem
Wpływ na kapitał z tytułu
stosowania rachunkowości
zabezpieczeń
Razem
31/12/2022
31/12/2021
2022
2021
2022
2021
2022
2021
WIBOR
+0,5p.p.
+0,5p.p.
(82)
78
(72)
-
(154)
78
LIBOR USD
+0,5p.p.
+0,5p.p.
(6)
(4)
(106)
1
(112)
(3)
EURIBOR
+0,5p.p.
+0,5p.p.
(60)
(63)
(328)
(172)
(388)
(235)
(148)
11
(506)
(171)
(654)
(160)
Przy odchyleniu stóp procentowych o (-) 0,5p.p. analiza wrażliwości wykazuje odchylenia tej samej wartości jak w powyższej tabeli
ale ze znakiem przeciwnym.
Powyższe odchylenia stóp procentowych skalkulowano na podstawie obserwacji średnich wahań stóp procentowych w 2022 i
2021 roku.
Wpływ zmian stóp procentowych zaprezentowano w skali rocznej.
W przypadku instrumentów pochodnych w analizie wrażliwości na ryzyko zmian stóp procentowych zastosowano przesunięcie
krzywej stóp procentowych o potencjalnie możliwą zmianę referencyjnych stóp procentowych, przy założeniu niezmienności
innych czynników ryzyka.
Analiza wrażliwości na ryzyko towarowe, na zmiany kursów walutowych oraz na ryzyko zmiany stóp
procentowych przeprowadzona została w oparciu o tą samą metodologię.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 121 / 141
16.5.4. Ryzyko płynności i kredytowe
Ryzyko płynności
Analiza wymagalności zobowiązań finansowych na dzień 31 grudnia 2022 roku
do 1 roku
powyżej 1
do 3 lat
powyżej 3
do 5 lat
powyżej
5 lat
Razem
Wartość
księgowa
NOTA
Kredyty - wartość niezdyskontowana
14.7.1
2 706
4 163
636
1 930
9 435
8 249
Pożyczki - wartość niezdyskontowana
14.7.2
131
193
68
71
463
281
Obligacje
14.7.3
4 484
1 479
2 213
3 475
11 651
10 695
o zmiennym oprocentowaniu – wartość niezdyskontowana
81
1 163
-
-
1 244
1 220
o stałym oprocentowaniu – wartość niezdyskontowana
4 403
316
2 213
3 475
10 407
9 475
Dostawy i usługi
14.5.3
20 433
-
-
-
20 433
20 433
Zobowiązania inwestycyjne
14.5.3, 14.10.2
5 557
22
15
47
5 641
5 641
Instrumenty pochodne - wartość
niezdyskontowana
14.10.2
12 934
4 865
63
-
17 862
17 452
wymiana środków pieniężnych brutto, w tym:
1 326
156
-
-
1 482
1 474
forwardy walutowe
14.10.2
84
32
-
-
116
109
forward towarowy (kontrakty terminowe CO2)
1 242
97
-
-
1 339
1 338
futures towarowy (energia elektryczna)
-
27
-
-
27
27
wymiana środków pieniężnych netto, w tym:
11 608
4 709
63
-
16 380
15 978
forwardy walutowe
14.10.2
73
253
63
-
389
342
swapy walutowe
75
-
-
-
75
74
swapy towarowe
14.10.2
11 460
4 456
-
-
15 916
15 562
Zobowiązania z tytułu rozliczonych
instrumentów pochodnych
14.10.2
1 419
-
-
-
1 419
1 419
Korekta pozycji zabezpieczanej
14.10.2
27
1
-
-
28
28
Depozyty zabezpieczające
28
-
-
-
28
28
Niezrealizowane zobowiązanie wobec GAZPROM
14.10.2
2 249
-
-
-
2 249
2 249
Pozostałe
14.5.3, 14.10.2
2 276
89
10
75
2 450
2 450
52 244
10 812
3 005
5 598
71 659
68 925
Analiza wymagalności zobowiązań finansowych na dzień 31 grudnia 2021 roku
do 1 roku
powyżej 1
do 3 lat
powyżej 3
do 5 lat
powyżej
5 lat
Razem
Wartość
księgowa
NOTA
Kredyty - wartość niezdyskontowana
14.7.1
531
2 810
276
406
4 023
3 936
Pożyczki - wartość niezdyskontowana
14.7.2
22
44
36
35
137
131
Obligacje
14.7.3
1 069
4 407
1 255
5 484
12 215
11 104
o zmiennym oprocentowaniu – wartość niezdyskontowana
855
70
1 035
-
1 960
1 802
o stałym oprocentowaniu – wartość niezdyskontowana
214
4 337
220
5 484
10 255
9 302
Dostawy i usługi
14.5.3
11 040
-
-
-
11 040
11 040
Zobowiązania inwestycyjne
14.5.3, 14.10.2
2 282
14
14
49
2 359
2 359
Instrumenty pochodne - wartość
niezdyskontowana
14.10.2
444
356
438
-
1 238
1 166
wymiana środków pieniężnych brutto, w tym:
282
61
76
-
419
420
forwardy walutowe
14.10.2
25
58
76
-
159
144
forward towarowy (kontrakty terminowe CO2)
122
3
-
-
125
125
forward towarowy (energia elektryczna)
99
-
-
-
99
99
swapy walutowo - procentowe
14.10.2
36
-
-
-
36
52
wymiana środków pieniężnych netto, w tym:
162
295
362
-
819
746
forwardy walutowe
14.10.2
26
295
362
-
683
610
swapy towarowe
14.10.2
136
-
-
-
136
136
Zobowiązania z tytułu rozliczonych
instrumentów pochodnych
14.10.2
25
-
-
-
25
25
Korekta pozycji zabezpieczanej
5
14
-
-
19
19
Depozyty zabezpieczające
18
-
-
-
18
18
Pozostałe
14.5.3, 14.10.2
568
21
14
50
653
653
16 004
7 666
2 033
6 024
31 727
30 451
Analiza wymagalności zobowiązań finansowych z tytułu leasingu została zaprezentowana w nocie 17.2.1.
Poprzez ryzyko płynności finansowej rozumie się utratę zdolności do terminowego regulowania bieżących zobowiązań.
Grupa narażona jest na ryzyko płynności wynikające z relacji aktywów obrotowych do zobowiązań krótkoterminowych. Na dzień 31
grudnia 2022 roku i 31 grudnia 2021 roku wskaźnik płynności bieżącej wyniósł 1,3.
Celem procesu zarządzania ryzykiem płynności finansowej jest zapewnienie bezpieczeństwa i stabilizacji finansowej Grupy,
a podstawowym narzędziem ograniczającym powyższe ryzyko jest bieżący przegląd dopasowania terminów zapadalności aktywów i
wymagalności pasywów. Dodatkowo Grupa prowadzi politykę dywersyfikacji źródeł finansowania oraz wykorzystuje dostępne
narzędzia dla efektywnego zarządzania płynnością Grupy.
Grupa wykorzystuje systemy koncentracji środków finansowych („systemy cash-pool”), dzięki którym optymalizuje płynność i koszty
finansowe w ramach Grupy. Na dzień 31 grudnia 2022 roku funkcjonowały następujące systemy cash-pool zarządzane przez:
a) PKN ORLEN:
systemy cash-poolingu dla polskich spółek Grupy, obejmujące łącznie 60 spółek Grupy,
międzynarodowy system cash-poolingu dla zagranicznych spółek Grupy, obejmujący 8 spółek zagranicznych Grupy,
b) ENERGA:
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 122 / 141
systemy cash poolingu dla polskich spółek Grupy ENERGA, obejmujące łącznie 23 spółki Grupy ENERGA.
W ramach obsługi płynności Grupa wykorzystywała w 2022 roku umowy faktoringu pełnego (bez regresu), umożliwiające pozyskanie
dodatkowych środków w okresach przejściowego, zwiększonego zapotrzebowania na środki. Dodatkowe informacje o wartości
należności handlowych możliwej do wykorzystania w ramach obowiązujących limitów zaprezentowane zostały w nocie 14.5.2.
Zarządzając płynnością Grupa może emitować obligacje w ramach ustalonych limitów, jak również nabywać obligacje emitowane
przez spółki z Grupy. Dodatkowe informacje o obligacjach w nocie 14.7.3.
W Grupie nie występuje koncentracja ryzyka kredytowego w stosunku do współpracujących banków. Udział procentowy trzech
banków o największej koncentracji środków pieniężnych wynosi na dzień 31 grudnia 2022 roku: 17%, 16% oraz 13% całego salda
środków pieniężnych. W ciągu roku 2022 Grupa inwestowała nadwyżki środków pieniężnych głównie w lokaty bankowe. Decyzje
dotyczące lokat bankowych opierają się na maksymalizacji stopy zwrotu przy ustalonych limitach koncentracji dla każdego z banków
oraz bieżącej ocenie kondycji finansowej banków wymagającej posiadania przez bank krótkoterminowej oceny ratingowej dla
depozytów na poziomie inwestycyjnym. Oczekiwana strata kredytowa (ECL) z tytułu zawartych w Grupie na dzień 31 grudnia 2022
lokat terminowych była nieistotna.
Na 31 grudnia 2022 roku i 31 grudnia 2021 roku maksymalne możliwe zadłużenie z tytułu zawartych umów kredytowych i
pożyczek wynosiło odpowiednio 51 860 mln PLN i 19 063 mln PLN. Do wykorzystania na 31 grudnia 2022 roku oraz 31 grudnia
2021 roku pozostało odpowiednio 43 314 mln PLN i 14 960 mln PLN. Wzrost maksymalnego możliwego zadłużenia Grupy oraz
otwartych linii kredytowych do wykorzystania wynika głównie z:
podpisanych przez PKN ORLEN umów finansowych: w październiku 2022 roku aneksu do umowy kredytu zmieniającej
kwotę do 1,1 mld PLN z Bankiem Gospodarstwa Krajowego oraz w lipcu 2022 roku umowy kredytu w kwocie 300 mln EUR z
podmiotami z Grupy SMBC,
połączenia z Grupą PGNiG wraz z czynnymi umowami finansowymi o maksymalnym możliwym zadłużeniu w wysokości
29 853 mln PLN i otwartych liniach kredytowych w wysokości 26 208 mln PLN.
Ponadto kwota gwarancji dotyczących zobowiązań wobec osób trzecich wystawionych w toku bieżącej działalności na dzień 31
grudnia 2022 roku oraz na dzień 31 grudnia 2021 roku wyniosła odpowiednio 780 mln PLN (w tym spółki byłej Grupy PGNiG 316 mln
PLN) oraz 486 mln PLN. Gwarancje dotyczyły głównie: gwarancji cywilnoprawnych związanych z zabezpieczeniem należytego
wykonania umów, oraz gwarancji publicznoprawnych wynikających z przepisów powszechnie obowiązujących zabezpieczających
prawidłowość prowadzenia działalności koncesjonowanych w sektorze paliw ciekłych i wynikających z tej działalności należności
podatkowych oraz celnych.
Ponadto udzielone w Grupie poręczenia i gwarancje jednostkom zależnym na rzecz podmiotów trzecich wyniosły na dzień 31
grudnia 2022 roku i na dzień 31 grudnia 2021 roku odpowiednio 31 632 mln PLN oraz 14 385 mln PLN. Dotyczyły one głównie
zabezpieczenia zobowiązań wynikających z prowadzonej działalności operacyjnej spółek PGNiG Supply&Trading GmbH oraz
PGNiG Upstream Norway AS w wysokości 14 094 mln PLN oraz przyszłych zobowiązań spółek Grupy wynikających z emisji
obligacji w łącznej wysokości 11 424 mln PLN a także terminowego regulowania innych zobowiązań przez jednostki zależne. W dniu
03 marca 2023 roku podpisana została umowa rozwiązująca poręczenie korporacyjne udzielone przez Rafinerię Gdańską za PKN
ORLEN w kwocie 1 373 mln PLN.
W oparciu o analizy i prognozy Grupa określiła na koniec okresu sprawozdawczego prawdopodobieństwo zapłaty powyższych kwot
jako niskie.
Ryzyko kredytowe
Grupa posiada ekspozycję na ryzyko kredytowe głównie w związku z należnościami z tytułu dostaw i usług a także udzielonymi
pożyczkami oraz zawartymi transakcjami dotyczącymi instrumentów pochodnych.
Grupa ocenia, że ryzyko nieuregulowania należności przez kontrahentów w zakresie należności nieprzeterminowanych oraz
należności przeterminowanych nieobjętych odpisem jest znikome, ze względu na prowadzone zarządzanie kredytem kupieckim i
windykacją.
Grupa w procesie przyznawania kredytu kupieckiego: dokonuje oceny wiarygodności kredytowej swoich kontrahentów na
podstawie przeprowadzanej analizy finansowej oraz w oparciu o dotychczasową historię współpracy lub aktualny raport z
wywiadowni gospodarczych, a następnie wyznacza limity kredytowe i w określonych przypadkach ustanawia odpowiednie
zabezpieczenia. Grupa ma również możliwość dokonywania kompensaty wzajemnych wierzytelności oraz stosuje rozwiązanie w
postaci faktoringu odwrotnego. Dodatkowo Grupa przeprowadza okresową weryfikację finansową kontrahentów, w tym wysokości
przyznanych im limitów kredytowych. Przyjmowane zabezpieczenia obejmują głównie: gwarancje bankowe lub ubezpieczeniowe,
poręczenia innych podmiotów, kaucje wpłacone na rachunek Spółki, hipoteki, weksle, ubezpieczenia limitu kredytu kupieckiego,
dobrowolne poddanie się egzekucji (Art. 777 KPC). Grupa na dzień 31 grudnia 2022 roku oraz na dzień 31 grudnia 2021 roku
otrzymała gwarancje bankowe i ubezpieczeniowe w wysokości odpowiednio 7 585 mln PLN oraz 5 482 mln PLN.
W efekcie powyższych działań ograniczone zostaje prawdopodobieństwo zawarcia transakcji z odroczonym terminem płatności
obciążonej znacznym ryzykiem kredytowym.
Grupa w procesie windykacyjnym na bieżąco monitoruje stan należności przeterminowanych oraz ilość dni przeterminowania. W
ramach realizowanych czynności windykacyjnych stosuje standardowe czynności: powiadomienie o istniejących zaległościach,
wezwanie do zapłaty, wstrzymanie dostaw, uruchomienie posiadanych zabezpieczeń, skierowanie sprawy do firm windykacyjnych
zewnętrznych, a ostateczności wypowiedzenie umowy i skierowanie sprawy na drogę postępowania sądowego i egzekucyjnego.
Wierzytelności nieodzyskane w ramach przewidzianych procedurami działań windykacyjnych, mogą być kierowane do sprzedaży.
Część transakcji dotyczących sprzedaży gazu i energii elektrycznej zawieranych jest na Towarowej Giełdzie Energii (TGE).
Zawarte na TGE transakcje nie powodują powstania ekspozycji na ryzyko kredytowe, gdyż prowadzony za pośrednictwem Izby
Rozliczeniowej Giełd Towarowych (IRGiT) system rozliczeń oparty o ustanawiane depozyty zabezpieczające oraz dodatkowo
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 123 / 141
fundusz gwarancyjny zapewniają bezpieczeństwo płatności z odroczonym terminem każdemu Członkowi Izby, nawet w przypadku
niewypłacalności uczestników rynku.
Transakcje dotyczące instrumentów pochodnych zawierane są z bankami o uznanej renomie i wysokim standingu finansowym
lub zawierane są na giełdach towarowych z obowiązującym systemem rozliczeń opartym na depozytach zabezpieczających.
Podstawą współpracy z bankami są zawarte Umowy Ramowe lub umowy ISDA, gdzie dla części umów określone są kwoty
progowe na maksymalną ekspozycję z tytułu zawartych instrumentów pochodnych. W związku z powyższym, Grupa ocenia ryzyko
poniesienia strat z tytułu nieuregulowania czy nierozliczenia na czas zawartych transakcji zabezpieczających przez banki jako
niskie. Ryzyko takie przy transakcjach giełdowych nie występuje.
W ocenie Grupy nie występuje istotna koncentracja ryzyka kredytowego.
Maksymalna ekspozycja na ryzyko kredytowe w odniesieniu do poszczególnych klas aktywów finansowych posiadanych przez
Grupę jest równa ich wartościom księgowym (nota 14.5.2. i 14.10.1).
.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 124 / 141
17. POZOSTAŁE NOTY OBJAŚNIAJĄCE
17.1. Posiadane koncesje
Grupa prowadzi działalność gospodarczą, która ze względu na interes publiczny wymaga posiadania koncesji.
31/12/2022
Okresy pozostałe do wygaśnięcia
koncesji (w latach)
Energia elektryczna: wytwarzanie, dystrybucja, obrót
3-19
Energia cieplna: wytwarzanie, przesyłanie, dystrybucja, obrót
3-8
Gaz ziemny: dystrybucja, obrót w kraju i zagranicą
3-9
Paliwa ciekłe: wytwarzanie, przesyłanie, magazynowanie, przeładunek, obrót w kraju i zagranicą
3-11
Bezzbiornikowe magazynowanie ropy naftowej i paliw płynnych
7
Złoża soli kamiennej: eksploatacja
10
Poszukiwanie i rozpoznanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, wydobywanie ropy naftowej i gazu ziemnego
3-37
Obrót materiałami petrochemicznymi i chemicznymi
28
Ochrona osób i mienia
bezterminowo
Podziemne magazynowanie gazu
35
Na dzień 31 grudnia 2022 i 31 grudnia 2021 roku Grupa nie posiadała zobowiązań umownych na usługi koncesjonowane zgodnie
z interpretacją KIMSF 12 - Umowy na usługi koncesjonowane.
Opłaty koncesyjne, ponoszone z tytułu posiadanych koncesji na prowadzenie działalności, w tym uzyskanych zgodnie z
postanowieniami Prawa energetycznego oraz przepisów wykonawczych wydanych na podstawie tej ustawy są ujmowane w
ramach kosztów działalności operacyjnej w pozycji Podatki i opłaty. Wydatki z tytułu koncesji wynikających z prawa geologicznego
i górniczego, w szczególności nabywanych koncesji na poszukiwanie i rozpoznanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego
aktywowane są w ramach rzeczowych aktywów trwałych jako element realizowanych nakładów dotyczących działalności
poszukiwań i wydobycia zasobów mineralnych.
17.2. Leasing
WYBRANE ZASADY RACHUNKOWOŚCI
Leasing
Grupa jako leasingobiorca
Prawa wynikające z umów leasingu, najmu, dzierżawy oraz innych umów, które spełniają definicję leasingu zgodnie z wymogami MSSF 16 są
ujmowane jako aktywa z tytułu praw do użytkowania bazowych składników aktywów w ramach aktywów trwałych oraz drugostronnie jako
zobowiązania z tytułu leasingu.
Początkowe ujęcie i wycena
Grupa ujmuje składnik aktywów z tytułu praw do użytkowania oraz zobowiązanie z tytułu leasingu w dacie rozpoczęcia leasingu.
W dacie rozpoczęcia Grupa wycenia składnik aktywów z tytułu praw do użytkowania według kosztu.
Koszt składnika aktywów z tytułu praw do użytkowania obejmuje:
- kwotę początkowej wyceny zobowiązania z tytułu leasingu,
- wszelkie opłaty leasingowe zapłacone w dacie rozpoczęcia lub przed tą datą, pomniejszone o wszelkie otrzymane zachęty leasingowe,
- wszelkie początkowe koszty bezpośrednie poniesione przez Grupę, oraz
- szacunek kosztów, które mają zostać poniesione przez Grupę w związku z demontażem i usunięciem bazowego składnika aktywów,
przeprowadzeniem renowacji miejsca, w którym się znajdował, lub przeprowadzeniem renowacji bazowego składnika aktywów do stanu
wymaganego przez warunki leasingu, chyba że te koszty są ponoszone w celu wytworzenia zapasów.
W przypadku, gdy warunkiem ciągłego wykorzystywania składnika aktywów z tytułu praw do użytkowania jest przeprowadzanie istotnych okresowych
przeglądów lub remontów Grupa kapitalizuje koszty jego przeprowadzenia jako komponent leasingowanego aktywa, który jest amortyzowany do czasu
rozpoczęcia kolejnego przeglądu lub remontu. Skapitalizowane koszty komponentów remontowych w trakcie ich realizacji są wykazywane jako Prawa do
użytkowania aktywów w przygotowaniu, a po ich zakończeniu prezentowane są w ramach tych samych kategorii, co składnik aktywów z tytułu praw do
użytkowania którego dotyczą.
W przypadku jeśli przegląd lub remont leasingowanego aktywa wymagany jest przez warunki podpisanej umowy leasingowej (dotyczy na przykład taboru
kolejowego), Grupa tworzy rezerwę na przyszłe koszty przeprowadzenia najbliższego planowanego przeglądu lub remontu i ujmuje ją jako komponent
leasingowanego aktywa w dniu jego początkowego ujęcia, a następnie w dniu rozpoczęcia kolejnego wymaganego umową przeglądu lub remontu.
Komponent powinien zostać całkowicie zamortyzowany do czasu rozpoczęcia kolejnego wymaganego umową przeglądu lub remontu, a poniesione
wydatki rozliczone jako wykorzystanie rezerwy.
Opłaty leasingowe zawarte w wycenie zobowiązania z tytułu leasingu obejmują:
stałe opłaty leasingowe pomniejszone o wszelkie należne zachęty leasingowe;
zmienne opłaty leasingowe, które zależą od indeksu lub stawki, wycenione początkowo z zastosowaniem tego indeksu lub tej stawki zgodnie
z ich wartością w dacie rozpoczęcia;
kwoty, których zapłaty przez leasingobiorcę oczekuje się w ramach gwarantowanej wartości końcowej;
cenę wykonania opcji kupna, jeżeli można z wystarczającą pewnością założyć, że Grupa skorzysta z opcji kupna;
kary pieniężne za wypowiedzenie leasingu, chyba że można z wystarczającą pewnością założyć, że Grupa nie skorzysta z opcji
wypowiedzenia.
Opłaty zmienne, które nie zależą od indeksu lub stawki nie są wliczane do wartości zobowiązania z tytułu leasingu. Opłaty te są ujmowane w rachunku
wyników w okresie zaistnienia zdarzenia, które powoduje ich wymagalność.
W dacie rozpoczęcia, zobowiązanie z tytułu leasingu jest wyceniane w wysokości wartości bieżącej opłat leasingowych pozostających do zapłaty w tej
dacie, zdyskontowanych z zastosowaniem krańcowych stóp procentowych leasingobiorcy.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 125 / 141
Grupa nie dyskontuje zobowiązań z tytułu leasingu przy użyciu stóp procentowych leasingu, gdyż dla celów określenia tej stopy wymagane byłyby
informacje na temat niegwarantowanej wartości końcowej przedmiotu leasingu jak również bezpośrednich kosztów poniesionych przez leasingodawcę,
czyli informacji, które mogą być znane tylko leasingodawcy.
Ustalenie krańcowej stopy leasingobiorcy
Krańcowe stopy procentowe zostały określone jako suma:
a) stopy wolnej od ryzyka (risk free rate), wyznaczonej na bazie IRS (Interest Rate Swap) zgodnie z okresem zapadalności stopy dyskonta i
odpowiedniej stopy bazowej dla danej waluty, oraz
b) premii za ryzyko kredytowe Grupy w oparciu o marżę kredytową wyliczoną z uwzględnieniem segmentacji ryzyka kredytowego wszystkich
spółek w których zostały zidentyfikowane umowy leasingowe.
Późniejsza wycena
Po dacie rozpoczęcia Grupa wycenia składnik aktywów z tytułu praw do użytkowania stosując model kosztu.
W celu zastosowania modelu kosztu Grupa wycenia składnik aktywów z tytułu praw do użytkowania według kosztu:
a) pomniejszonego o łączne odpisy amortyzacyjne (umorzenie) i łączne odpisy aktualizujące z tytułu utraty wartości; oraz
b) skorygowanego z tytułu jakiejkolwiek aktualizacji wyceny zobowiązania z tytułu leasingu nieskutkującej koniecznością ujęcia odrębnego
składnika leasingu.
Po dacie rozpoczęcia Grupa wycenia zobowiązanie z tytułu leasingu poprzez:
a) zwiększenie wartości bilansowej w celu odzwierciedlenia odsetek od zobowiązania z tytułu leasingu,
b) zmniejszenie wartości bilansowej w celu uwzględnienia zapłaconych opłat leasingowych oraz
c) zaktualizowanie wyceny wartości bilansowej w celu uwzględnienia wszelkiej ponownej oceny lub zmiany leasingu lub w celu uwzględnienia
zaktualizowanych zasadniczo stałych opłat leasingowych.
Grupa aktualizuje wycenę zobowiązania z tytułu leasingu z powodu ponownej oceny gdy zaistnieje zmiana w przyszłych opłatach leasingowych
wynikająca ze zmiany w indeksie lub stawce stosowanej do ustalenia opłat (np. zmieni się opłata w prawie wieczystego użytkowania), gdy zmieni
się kwota, której zapłaty Grupa oczekuje w ramach gwarantowanej wartości końcowej lub jeżeli Grupa zmieni ocenę prawdopodobieństwa
skorzystania z opcji kupna, przedłużenia lub wypowiedzenia leasingu.
Aktualizacja zobowiązania z tytułu leasingu koryguje również wartość składnika aktywów z tytułu praw do użytkowania. Jeżeli wartość bilansowa
składnika aktywów z tytułu praw do użytkowania została zmniejszona do zera, dalsze zmniejszenie wyceny zobowiązania z tytułu leasingu Grupa
ujmuje w zysku lub stracie.
Amortyzacja
Aktywa z tytułu praw do użytkowania są amortyzowane liniowo przez krótszy z dwóch okresów: okres leasingu lub okres użytkowania bazowego składnika
aktywów, chyba, że Grupa posiada wystarczającą pewność, że uzyska tytuł własności przed upływem okresu leasingu – wówczas prawo do użytkowania
amortyzuje się od dnia rozpoczęcia leasingu do końca okresu użytkowania składnika aktywów.
Szacowany okres użytkowania aktywów z tytułu praw do użytkowania jest określany w ten sam sposób jak w przypadku rzeczowych aktywów trwałych.
Grupa posiada umowy leasingu dotyczące głównie:
a) Gruntów, w tym:
praw wieczystego użytkowania gruntów zawartych na czas określony do 99 lat,
gruntów pod stacje paliw i miejsca obsługi podróżnych zawartych na czas określony do 30 lat,
b) Budynków i budowli, w tym stacji paliw, zbiorników magazynowych, powierzchni biurowych zawartych na czas określony do 30 lat.
c) Środków transportu i pozostałych, w tym:
cystern kolejowych zawartych na czas określony od 3 do 10 lat,
samochodów osobowych zawartych na czas określony do 3 lat,
lokomotyw zawartych na czas określony do 3 lat.
Utrata wartości
Grupa stosuje MSR 36 „Utrata wartości aktywów” w celu określenia, czy składnik aktywów z tytułu praw do użytkowania utracił wartość oraz w
celu ujęcia jakiejkolwiek zidentyfikowanej straty z tytułu utraty wartości.
Wyłączenia, uproszczenia i praktyczne rozwiązania w zakresie zastosowania MSSF 16
Wyłączenia
Następujące umowy w Grupie nie wchodzą w zakres MSSF 16:
umowy leasingu dotyczące poszukiwań lub wykorzystania surowców naturalnych,
umowy licencyjne udzielone objęte zakresem MSSF 15 - Przychody z tytułu umów z klientami oraz
umowy leasingu aktywów niematerialnych objętych zakresem MSR 38.
Uproszczenia i praktyczne rozwiązania
Leasing krótkoterminowy
Grupa stosuje praktyczne rozwiązanie dla wszystkich klas aktywów w odniesieniu do umów leasingu krótkoterminowego, które charakteryzują
się maksymalnym możliwym okresem trwania umów, włączając opcje ich odnowienia, o długości do 12 miesięcy.
Uproszczenia dotyczące tych umów polegają na rozliczaniu opłat leasingowych jako kosztów:
metodą liniową, przez okres trwania umowy leasingu, lub
inną systematyczną metodą, jeżeli lepiej odzwierciedla ona sposób rozłożenia w czasie korzyści czerpanych przez korzystającego.
Leasing przedmiotów o niskiej wartości
Grupa nie stosuje ogólnych zasad ujmowania, wyceny i prezentacji zawartych w MSSF 16 do umów leasingu, których przedmiot ma niską
wartość.
Za składniki aktywów o niskiej wartości uważa się te, które, gdy są nowe, mają wartość nie wyższą niż 5 000 USD, co na moment pierwszego
zastosowania odpowiada kwocie 18 799 PLN przeliczone po kursie z dnia 1 stycznia 2019 roku lub ekwiwalentu w innej walucie według średniego
kursu zamknięcia NBP na moment początkowego ujęcia dla każdej zawieranej umowy leasingu.
Uproszczenia dotyczące tych umów polegają na rozliczaniu opłat leasingowych jako kosztów:
metodą liniową, przez okres trwania umowy leasingu, lub
inną systematyczną metodą, jeżeli lepiej odzwierciedla ona sposób rozłożenia w czasie korzyści czerpanych przez korzystającego.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 126 / 141
Przedmiot umowy leasingu nie może być zaliczany do przedmiotów o niskiej wartości, jeżeli z jego charakteru wynika, że nowy (nieużywany)
składnik aktywów ma zazwyczaj wysoką wartość. Jako przedmioty o niskiej wartości Grupa ujmuje np.: butle z gazem technicznym, ekspresy do
kawy, drobny sprzęt biurowy oraz teleinformatyczny, inne małe elementy wyposażenia.
Bazowy składnik aktywów może mieć niską wartość tylko wtedy, gdy:
a) Grupa może odnosić korzyści z użytkowania samego bazowego składnika aktywów lub wraz z innymi zasobami, które są dla niej łatwo
dostępne, oraz
b) bazowy składnik aktywów nie jest w dużym stopniu zależny od innych aktywów ani nie jest z nimi w dużym stopniu powiązany.
Jeżeli Grupa przekazuje składnik aktywów w subleasing lub spodziewa się przekazania składnika aktywów w subleasing, wówczas główny
leasing nie kwalifikuje się jako leasing składnika aktywów o niskiej wartości.
Ustalenie okresu leasingu: umowy na czas nieokreślony
W Grupie występują umowy leasingu zawarte na czas nieokreślony, które dotyczą głównie gruntów oraz budynków i budowli.
Ustalając okres leasingu dla umów na czas nieokreślony Grupa ustala okres leasingu, w którym wypowiedzenie umowy nie będzie uzasadnione,
dokonując profesjonalnego osądu i uwzględniając, między innymi:
poniesione nakłady w związku z daną umową lub
potencjalne koszty związane z wypowiedzeniem umowy leasingu, w tym koszty pozyskania nowej umowy leasingu takie jak koszty
negocjacji, koszty relokacji, koszty zidentyfikowania innego bazowego składnika aktywów odpowiadającego potrzebom leasingobiorcy,
koszty zintegrowania nowego składnika aktywów z działalnością Grupy lub kary za wypowiedzenie i podobne koszty, w tym koszty związane
ze zwrotem bazowego składnika aktywów w stanie określonym w umowie lub na miejsce wskazane w umowie lub
istniejące plany biznesowe oraz inne istniejące umowy uzasadniające wykorzystanie leasingowanego przedmiotu w danym okresie.
W przypadku gdy koszty związane z wypowiedzeniem umowy leasingu są istotne, przyjmuje się okres leasingu równy przyjętemu okresowi
amortyzacji podobnego środka trwałego o parametrach zbliżonych do przedmiotu leasingu.
W przypadku gdy poniesione nakłady w związku z daną umową są istotne, przyjmuje się okres leasingu równy oczekiwanemu okresowi czerpania
korzyści ekonomicznych z tytułu wykorzystywania poniesionych nakładów.
Wartość poniesionych nakładów stanowi odrębny składnik aktywów od aktywa z tytułu praw do użytkowania.
Wydzielanie komponentów nieleasingowych
Z umów, które zawierają komponenty leasingowe i nieleasingowe, Grupa dla wszystkich klas aktywów wydziela i ujmuje odrębnie komponenty
nieleasingowe np. serwis składników aktywów stanowiących przedmiot umowy i alokuje odpowiednio wynagrodzenie na bazie warunków umowy,
chyba że elementy nieleasingowe są uznane za nieistotne w kontekście całej umowy.
Grupa jako leasingodawca
Gdy Grupa występuje jako leasingodawca, w dacie rozpoczęcia klasyfikuje leasing jako leasing finansowy lub operacyjny.
Grupa, w celu dokonania ww. klasyfikacji, dokonuje oceny czy następuje przeniesienie zasadniczo całego ryzyka i pożytków wynikających z
posiadania bazowego składnika aktywów na leasingobiorcę. Jeżeli ma miejsce przeniesienie zasadniczo całego ryzyka i korzyści, leasing zostaje
zaklasyfikowany jako leasing finansowy, w odwrotnej sytuacji – jako leasing operacyjny.
Ustalenie czy następuje przekazanie ryzyka i korzyści zależy od oceny istoty treści ekonomicznej transakcji.
W ramach oceny klasyfikacji leasingu Grupa rozważa pewne sytuacje, takie jak na przykład czy ma miejsce przeniesienie na leasingobiorcę
własności danego składnika przed końcem okresu leasingu czy jaki jest stosunek okresu leasingu do ekonomicznego okresu użytkowania
bazowego składnika aktywów, nawet jeżeli tytuł prawny nie ulega przeniesieniu.
Jeżeli umowa zawiera elementy leasingowe i nieleasingowe, Grupa alokuje wynagrodzenie w umowie do każdego elementu stosując MSSF 15.
W dacie rozpoczęcia leasingodawca ujmuje aktywa oddane w leasing finansowy w sprawozdaniu z sytuacji finansowej i prezentuje je jako
należności w kwocie równej inwestycji leasingowej netto.
W dacie rozpoczęcia, opłaty leasingowe uwzględnione w wycenie inwestycji leasingowej netto obejmują następujące opłaty za prawo do
użytkowania bazowego składnika aktywów podczas okresu leasingu, które nie są otrzymane w dacie rozpoczęcia:
a) stałe opłaty leasingowe (w tym zasadniczo stałe opłaty leasingowe), pomniejszone o zachęty leasingowe przypadające do zapłaty,
b) zmienne opłaty leasingowe, które zależą od indeksu lub stawki, wycenione początkowo z zastosowaniem tego indeksu lub tej stawki zgodnie
z ich wartością w dacie rozpoczęcia,
c) wszelkie gwarantowane wartości końcowe udzielone leasingodawcy przez leasingobiorcę, podmiot powiązany z leasingobiorcą lub
niezależną osobę trzecią zdolną finansowo do wywiązania się ze swoich zobowiązań w ramach tej gwarancji,
d) cenę wykonania opcji kupna, jeżeli można z wystarczającą pewnością założyć, że leasingobiorca skorzysta z tej opcji oraz
e) kary pieniężne za wypowiedzenie leasingu, jeżeli w warunkach leasingu przewidziano, że leasingobiorca może skorzystać z opcji
wypowiedzenia leasingu.
Jeżeli Grupa oddała do używania innej jednostce składnik aktywów na podstawie umowy leasingu finansowego, wartość bieżąca opłat
leasingowych oraz niegwarantowanej wartości końcowej jest prezentowana jako należności, z podziałem na część krótkoterminową i
długoterminową. Dyskontowanie opłat leasingowych oraz niegwarantowanej wartości końcowej odbywa się poprzez zastosowanie stopy
procentowej leasingu, tj. stopy procentowej, która powoduje, że wartość bieżąca:
a) opłat leasingowych oraz
b) niegwarantowanej wartości końcowej równa się sumie:
(i) wartości godziwej bazowego składnika aktywów oraz
(ii) wszelkich początkowych kosztów bezpośrednich poniesionych przez leasingodawcę.
Aktywa oddawane przez Grupę innym podmiotom do użytkowania na podstawie umowy leasingu operacyjnego zaliczane są do aktywów Grupy.
Opłaty leasingowe z tytułu leasingów operacyjnych są ujmowane liniowo przez okres leasingu jako przychody ze sprzedaży produktów i usług.
Umowy subleasingu
W przypadku subleasingu, Grupa działa zarówno jako leasingobiorca, jak i leasingodawca w stosunku do tego samego bazowego składnika
aktywów. Takie umowy są klasyfikowane jako leasing operacyjny bądź finansowy, na podstawie analizy takich samych kryteriów, jakie stosuje
leasingodawca, ale są one rozpatrywane w odniesieniu do prawa do użytkowania w leasingu głównym (a nie w stosunku do bazowego składnika
aktywów). Jeżeli główny leasing jest leasingiem krótkoterminowym, Grupa klasyfikuje subleasing jako leasing operacyjny.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 127 / 141
PROFESJONALNY OSĄD
Ustalenie okresu leasingu
Przy ustalaniu okresu leasingu, Grupa rozważa wszystkie istotne fakty i zdarzenia, powodujące istnienie zachęt ekonomicznych do skorzystania
z opcji przedłużenia lub nie skorzystania z opcji wypowiedzenia. Grupa dokonuje również profesjonalnego osądu do ustalenia okresu
egzekwowalności umowy (okresu leasingu, w którym wypowiedzenie umowy nie będzie uzasadnione) w przypadku umów zawartych na czas
nieokreślony. Ocena okresu leasingu przeprowadzana jest na dzień rozpoczęcia leasingu. Ponowna ocena jest dokonywana w przypadku
wystąpienia znaczącego zdarzenia lub znaczącej zmiany w okolicznościach, które leasingobiorca kontroluje, wpływających na tę ocenę.
SZACUNKI
Okresy użytkowania składników aktywów z tytułu praw do użytkowania
Szacowany okres użytkowania aktywów z tytułu praw do użytkowania jest określany w ten sam sposób jak w przypadku rzeczowych aktywów trwałych,
przy czym okres użytkowania aktywów z tytułu praw do użytkowania obejmuje nieodwoływalny okres leasingu oraz okres użytkowania rzeczowego
składnika aktywów trwałych wynikający z wysoce prawdopodobnego wykorzystania z opcji jego wykupu
Ustalenie krańcowej stopy procentowej leasingobiorcy
W związku z tym, że Grupa nie posiada informacji odnośnie stopy procentowej dla umów leasingowych, stosuje krańcową stopę procentową do
wyceny zobowiązań z tytułu leasingu, jaką Grupa musiałaby zapłacić, aby na podobny okres i przy podobnych zabezpieczeniach pożyczyć środki
w danej walucie niezbędne do zakupu składnika aktywów o podobnej wartości co składnik aktywów z tytułu praw do użytkowania w podobnym
środowisku gospodarczym.
17.2.1. Grupa jako leasingobiorca
Zmiana stanu aktywów z tytułu praw do użytkowania
Grunty
Budynki i
budowle
Urządzenia
techniczne i
maszyny
Środki transportu
i pozostałe
Razem
Wartość księgowa netto na
01/01/2022
Wartość księgowa brutto
3 064
2 453
140
1 598
7 255
Skumulowane umorzenie
(269)
(552)
(56)
(727)
(1 604)
Odpisy aktualizujące
(44)
(16)
(2)
(3)
(65)
2 751
1 885
82
868
5 586
zwiększenia/(zmniejszenia) netto
3 041
300
132
1 203
4 676
Nowe umowy leasingu, zwiększenie wynagrodzenia
leasingowego
372
492
16
1 092
1 972
Amortyzacja
(132)
(230)
(32)
(423)
(817)
Odpisy aktualizujące netto
(27)
(58)
1
(226)
(310)
Połączenie jednostek*
2 825
142
148
800
3 915
Pozostałe
3
(46)
(1)
(40)
(84)
5 792
2 185
214
2 071
10 262
Wartość księgowa netto na
31/12/2022
Wartość księgowa brutto
6 264
2 943
281
3 173
12 661
Skumulowane umorzenie
(401)
(684)
(66)
(873)
(2 024)
Odpisy aktualizujące
(71)
(74)
(1)
(229)
(375)
5 792
2 185
214
2 071
10 262
Wartość księgowa netto na
01/01/2021
Wartość księgowa brutto
2 732
2 153
138
1 426
6 449
Skumulowane umorzenie
(167)
(377)
(38)
(569)
(1 151)
Odpisy aktualizujące
(36)
(4)
(2)
(4)
(46)
2 529
1 772
98
853
5 252
zwiększenia/(zmniejszenia) netto
222
113
(16)
15
334
Nowe umowy leasingu, zwiększenie wynagrodzenia
leasingowego
344
285
11
450
1 090
Amortyzacja
(103)
(197)
(26)
(364)
(690)
Odpisy aktualizujące netto
(8)
(12)
-
1
(19)
Połączenie jednostek
7
59
1
58
125
Zmiana struktury udziałowej
(2)
-
-
(107)
(109)
Pozostałe
(16)
(22)
(2)
(23)
(63)
Wartość księgowa netto na
31/12/2021
2 751
1 885
82
868
5 586
* pozycja zawiera również rozpoznanie wspólnego działania w Rafinerii Gdańskiej na moment początkowego ujęcia
Łączna wartość wydatków z tytułu umów leasingowych, zaprezentowanych w działalności finansowej i operacyjnej w sprawozdaniu
z przepływów pieniężnych w roku 2022 i 2021 wyniosła odpowiednio (1 402) mln PLN i (1 054) mln PLN.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 128 / 141
Analiza wymagalności zobowiązań z tytułu leasingu
31/12/2022
31/12/2021
do jednego roku
1 422
679
od 1 roku do 2 lat
2 767
1 421
od 2 lat do 3 lat
827
437
od 3 lat do 4 lat
688
452
od 4 lat do 5 lat
590
299
powyżej 5 lat
10 933
5 146
17 227
8 434
Dyskonto
(6 963)
(2 879)
10 264
5 555
Kwoty z tytułu umów leasingu ujęte w sprawozdaniu z zysku lub strat i innych całkowitych dochodów
2022
2021
Koszty z tytułu:
(547)
(361)
odsetek z tytułu leasingu
Koszty finansowe
(238)
(159)
leasingu krótkoterminowego
Koszty według rodzaju: Usługi Obce
(229)
(157)
leasingu aktywów o niskiej
wartości niebędący
leasingiem krótkoterminowym
Koszty według rodzaju: Usługi Obce
(7)
(6)
zmiennych opłat leasingowych
nieujętych w wycenie
zobowiązań leasingowych
Koszty według rodzaju: Usługi Obce
(73)
(39)
17.2.2. Grupa jako leasingodawca
Leasing operacyjny
Analiza wymagalności opłat leasingowych w leasingu operacyjnym
31/12/2022
31/12/2021
do jednego roku
121
92
od 1 roku do 2 lat
41
36
od 2 lat do 3 lat
36
33
od 3 lat do 4 lat
36
31
od 4 lat do 5 lat
33
31
powyżej 5 lat
345
319
612
542
Na dzień 31 grudnia 2022 roku i na dzień 31 grudnia 2021 roku wartość księgowa netto rzeczowych aktywów trwałych Grupy
oddanych innym podmiotom do użytkowania na podstawie umowy leasingu operacyjnego wyniosła odpowiednio 394 mln PLN i 191
mln PLN i dotyczyła głównie budynków i budowli (odpowiednio 273 mln PLN i 133 mln PLN) oraz gruntów, w tym gruntów własnych
i prawa do użytkowania (odpowiednio 99 mln PLN i 52 mln PLN).
Przychody z tytułu leasingu operacyjnego w 2022 roku i w 2021 wyniosły odpowiednio 350 mln PLN i 322 mln PLN.
17.3. Poniesione nakłady inwestycyjne oraz przyszłe zobowiązania z tytułu podpisanych kontraktów inwestycyjnych
Łączna wartość nakładów inwestycyjnych wraz z kosztami finansowania zewnętrznego poniesionych w 2022 roku oraz w 2021
roku wynosiła odpowiednio 19 728 mln PLN i 9 890 mln PLN, w tym nakłady na inwestycje związane z ochroną środowiska
odpowiednio 843 mln PLN i 383 mln PLN.
Na dzień 31 grudnia 2022 roku i na dzień 31 grudnia 2021 roku wartość przyszłych zobowiązań z tytułu podpisanych do tego dnia
kontraktów inwestycyjnych wyniosła odpowiednio 27 194 mln PLN i 19 033 mln PLN. Wzrost w 2022 roku wynika głównie z
podpisanych kontraktów inwestycyjnych dotyczących budowy kompleksu Olefiny III oraz uwzględnienia kontraktów inwestycyjnych
spółek byłej Grupy LOTOS i Grupy PGNiG.
17.4. Aktywa i zobowiązania warunkowe
WYBRANE ZASADY RACHUNKOWOŚCI
Aktywa i zobowiązania warunkowe
Grupa ujawnia na koniec okresu sprawozdawczego informacje o aktywach warunkowych jeśli wpływ środków zawierających w sobie korzyści
ekonomiczne jest prawdopodobny. Jeśli jest to wykonalne w praktyce, Grupa szacuje skutki finansowe aktywów warunkowych, wyceniając je zgodnie z
zasadami obowiązującymi przy wycenie rezerw.
Grupa ujawnia na koniec okresu sprawozdawczego informacje o zobowiązaniach warunkowych jeśli:
ma możliwy obowiązek, który powstał na skutek zdarzeń przeszłych, których istnienie zostanie potwierdzone dopiero w momencie
wystąpienia lub niewystąpienia jednego lub większej ilości niepewnych przyszłych zdarzeń, które nie w pełni podlegają kontroli Grupy lub
ma obecny obowiązek który powstał na skutek zdarzeń przeszłych, ale wypływ środków zawierających w sobie korzyści ekonomiczne nie
jest prawdopodobny lub Grupa nie jest w stanie wycenić kwoty zobowiązania wystarczająco wiarygodnie.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 129 / 141
Grupa nie ujawnia zobowiązania warunkowego gdy prawdopodobieństwo wypływu środków zawierających w sobie korzyści ekonomiczne jest znikome.
SZACUNKI
Aktywa warunkowe
Grupa dokonuje szacunków w odniesieniu do skutków finansowych ujawnianych aktywów warunkowych w oparciu o wartość wcześniej
rozpoznanych kosztów, które Grupa spodziewa się odzyskać (np. na mocy podpisanych umów ubezpieczenia), bądź wartość przedmiotu
postępowań, w których spółki Grupy występują w roli powoda.
Zobowiązania warunkowe
Grupa szacuje możliwe przyszłe zobowiązania, stanowiące zobowiązania warunkowe, w oparciu o wartość roszczeń w ramach toczących się
postępowań, w których spółki z Grupy ORLEN są strona pozwaną.
17.4.1. Aktywa warunkowe
Zgodnie z informacją opublikowaną w Sprawozdaniach Finansowych PKN ORLEN i Grupy ORLEN za rok 2019, 2020, 2021 oraz za
2022 rok, PERN S.A. (dalej PERN) poinformował PKN ORLEN, o różnicach w ilości zapasu operacyjnego ropy naftowej typu REBCO
(Russian Export Blend Crude Oil) w związku z przeprowadzoną przez niego, jako operatora systemu rurociągowego, inwentaryzacją
zapasów ropy naftowej dostarczanej przez park zbiornikowy w Adamowie. Równolegle, na dzień 31 grudnia 2021 roku PERN
wskazał niedobór w ilości zapasu ropy naftowej PKN ORLEN dostarczanej drogą morską poprzez Bazę Manipulacyjną PERN-u w
Gdańsku wprowadzając jednostronną korektę salda zapasu ropy REBCO.
PERN utrzymuje, że przyczyną zmiany stanu zapasów operacyjnych są różnice metodologii obliczania ilości ropy naftowej typu REBCO
dostarczanej przez park zbiornikowy w Adamowie oraz ropy dostarczanej drogą morską. Na dzień 31 grudnia 2022 roku zgodnie
z potwierdzeniem otrzymanym od PERN zapas operacyjny PKN ORLEN w zakresie ropy naftowej typu REBCO wyniósł 536 255 ton
metrycznych netto. Różnica w stanie zapasów zwiększyła się w stosunku do stanu na dzień 31 grudnia 2021 roku o 146 ton metrycznych
netto i wyniosła 91 836 ton metrycznych netto.
PKN ORLEN nie zgadza się ze stanowiskiem PERN, ponieważ w jego ocenie pozostaje ono bezpodstawne, nieudowodnione i niezgodne
z umowami wiążącymi PKN ORLEN oraz PERN, a dotychczasowa metodologia stosowana na potrzeby obliczeń ilości ropy naftowej typu
REBCO oraz rop naftowych dostarczanych drogą morską poprzez Bazę Manipulacyjną PERN-u w Gdańsku i przesyłanych przez PERN
do PKN ORLEN jest prawidłowa i nie była nigdy wcześniej kwestionowana.
W ocenie PKN ORLEN wartość korekty zapasów rozpoznana w latach 2019 - 2022 w łącznej kwocie (156) mln PLN stanowi jednocześnie
aktywo warunkowe PKN ORLEN.
W związku z ujawnieniem przez PERN ubytku ropy naftowej należącej do PKN ORLEN i przechowywanej przez PERN, PKN ORLEN
wystawił notę obciążeniową i skierował do PERN 24 lipca 2020 roku wezwanie o zapłatę odszkodowania w związku z utratą przez PERN
90 356 ton metrycznych netto ropy naftowej typu REBCO oraz związanym z tą utratą bezprawnym obniżeniem stanów magazynowych
ropy naftowej PKN ORLEN, które PERN winien utrzymywać w swoim systemie magazynowo-przesyłowym w kwocie 156 mln PLN.
PERN nie uregulował tej kwoty w terminie określonym w wezwaniu. W konsekwencji, w okresie od 30 lipca 2020 roku do 19 maja 2021
roku PKN ORLEN zaspokajał wierzytelności PERN z tytułu wystawianych faktur w drodze potrąceń ustawowych z wierzytelnością o
zapłatę odszkodowania.
W dniu 1 października 2021 roku PERN zainicjował postępowanie sądowe, w którym domaga się zasądzenia od PKN ORLEN kwoty 156
mln PLN wraz z odsetkami oraz zryczałtowaną rekompensatą za koszty odzyskiwania należności, którą PKN ORLEN uprzednio potrącił
z wynagrodzenia PERN. PERN kwestionuje skuteczność potrąceń dokonanych przez PKN ORLEN. W dniu 31 stycznia 2022 roku PKN
ORLEN wniósł odpowiedź na pozew PERN, w której domaga się oddalenia powództwa PERN. PKN ORLEN nie zgadza się ze
stanowiskiem PERN przedstawionym w pozwie złożonym przez PERN. W ocenie PKN ORLEN roszczenia PERN są bezpodstawne i nie
istnieją, ponieważ kwota 156 mln PLN dochodzona przez PERN została skutecznie potrącona z wierzytelnością PKN ORLEN o zapłatę
odszkodowania. Postępowanie sądowe jest w toku.
W związku z utratą przez PERN dalszych (w stosunku do ubytku objętego notą obciążeniową z 24 lipca 2020 roku) 1 334 ton metrycznych
netto ropy REBCO należących do PKN ORLEN, które PERN miał obowiązek magazynować, a których nie potwierdził na saldzie wg
ewidencji na dzień 31 grudnia 2021 roku, w dniu 21 stycznia 2022 do PERN zostało dostarczone wezwanie do zapłaty wraz z notą
obciążeniową na ujawniony kolejny ubytek ropy w systemie. PERN nie dokonał płatności wynikającej z noty obciążeniowej w związku z
czym, PKN ORLEN potrącił wierzytelność o zapłatę odszkodowania z tytułu kolejnego ubytku w wysokości 2,6 mln PLN z
wierzytelnościami PERN z tytułu wystawionych faktur za transport surowca.
Na dzień 31 grudnia 2022 roku, zgodnie z przekazanym przez PERN dokumentem „Saldo ropy na dzień 31.12.2022” PERN dokonał
kolejnej jednostronnej korekty in minus ewidencji stanu magazynowego ropy naftowej należącej do PKN ORLEN wielkość 1 921 ton netto.
W konsekwencji ujawniony został ubytek ropy REBCO w wolumenie 146 ton, który stanowi różnicę pomiędzy łącznym wolumenem ubytku
objętym notami obciążeniowymi z dnia 24 lipca 2020 roku oraz z dnia 21 stycznia 2022 roku a ubytkiem ropy REBCO wykazanym na
dzień 31 grudnia 2022 roku. PKN ORLEN podejmie dalsze kroki prawne mające na celu zabezpieczenie roszczeń wynikających z
ujawnionego na koniec roku 2022 przez PERN ubytku.
17.4.2. Zobowiązania warunkowe
Informacje o istotnych postępowaniach toczących się przed sądem, organem właściwym dla postępowania arbitrażowego lub
organem administracji w których spółki z Grupy ORLEN są stroną pozwaną:
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 130 / 141
Roszczenie Warter Fuels S.A (poprzednio: OBR S.A.) przeciwko PKN ORLEN o odszkodowanie
W dniu 5 września 2014 roku spółka OBR S.A. (obecnie: Warter Fuels S.A.) wystąpiła przeciwko PKN ORLEN do Sądu Okręgowego
w Łodzi z pozwem o zapłatę z tytułu zarzucanego naruszenia przez PKN ORLEN praw do patentu. Kwota roszczenia w pozwie została
oszacowana przez Warter Fuels S.A. na kwotę 84 mln PLN. Żądanie pozwu obejmuje zasądzenie od PKN ORLEN na rzecz Warter
Fuels S.A. sumy pieniężnej w wysokości odpowiadającej wartości opłaty licencyjnej za korzystanie z rozwiązania objętego ww.
patentem oraz zasądzenie obowiązku zwrotu korzyści uzyskanych na skutek stosowania tego rozwiązania. W dniu 16 października
2014 roku PKN ORLEN złożył odpowiedź na pozew. Pismem procesowym z dnia 11 grudnia 2014 roku wartość przedmiotu sporu
została określona przez powoda na kwotę 247 mln PLN. Dotychczas odbyło się kilka rozpraw, podczas których sąd m.in. przesłuchał
świadków zgłoszonych przez strony. Sąd wyznaczył na biegłego do sporządzenia opinii w sprawie Uniwersytet Techniczno-
Ekonomiczny w Budapeszcie. Eksperci z Uniwersytetu Techniczno-Ekonomicznego w Budapeszcie są w trakcie przygotowywania
opinii.
Spór POLWAX S.A. - ORLEN Projekt S.A.
I. Sprawa z powództwa ORLEN Projekt przeciwko POLWAX o zapłatę 6,7 mln PLN, rozpatrywana przez Sąd Okręgowy w Rzeszowie
sygn. akt VI GC 225/19
W dniu 23 maja 2019 roku Sąd wydał na rzecz ORLEN Projekt nakaz zapłaty w postępowaniu nakazowym obejmujący całość
dochodzonej kwoty. W dniu 27 listopada 2020 roku w sprawie zapadł wyrok, zgodnie z którym Sąd: (i) utrzymał w mocy nakaz zapłaty
w całości w zakresie dochodzonej należności głównej w kwocie 6,7 mln PLN oraz w zakresie zaległych odsetek za opóźnienie w
transakcjach handlowych liczonych od 2 października 2019 roku do dnia zapłaty; (ii) uchylił nakaz zapłaty wydany w dniu 23 maja
2019 roku co do zapłaty części zaległych odsetek, tj. w zakresie kwoty 3 mln PLN od 11 stycznia 2019 roku do 1 października 2019
roku oraz w zakresie kwoty 3,7 mln PLN od 25 stycznia 2019 roku do 1 października 2019 roku.
Obie strony wniosły apelację od wyroku, przy czym POLWAX zaskarżył go w całości, natomiast ORLEN Projekt w części, w jakiej Sąd
uchylił nakaz zapłaty co do zapłaty ustawowych odsetek za opóźnienie w transakcjach handlowych. Aktualnie sprawa jest
rozpatrywana przez Sąd Apelacyjny w Rzeszowie pod sygn. akt I AGa 20/21. W dniu 10 listopada 2022 roku Sąd Apelacyjny ogłosił
wyrok, zgodnie, z którym utrzymał nakaz zapłaty w postępowaniu nakazowym wydany przez Sąd Okręgowy w całości i zasądził od
POLWAX na rzecz ORLEN Projekt koszty procesu. Wyrok Sądu II instancji jest prawomocny. POLWAX złożył skargę kasacyjną od
wyroku Sądu II instancji do Sądu Najwyższego. ORLEN Projekt złożył do Sądu Najwyższego odpowiedź na skargę kasacyjną
POLWAX.
II. Sprawa z powództwa ORLEN Projekt przeciwko POLWAX o zapłatę 67,8 mln PLN, rozpatrywana przez Sąd Okręgowy w
Rzeszowie pod sygn. akt VI GC 201/19
W sprawie ORLEN Projekt dochodzi od POLWAX zapłaty łącznej kwoty 67,8 mln PLN wraz z odsetkami za opóźnienie z tytułu: (i)
wynagrodzenia za wykonane prace budowlane oraz zrealizowane dostawy, (ii) bezpodstawnie zrealizowaną gwarancję dobrego
wykonania umowy oraz (iii) kosztów związanych z odstąpieniem przez ORLEN Projekt od umowy. Sąd przesłuchał już w sprawie
wszystkich świadków. Postępowanie zostało zawieszone do czasu prawomocnego rozpatrzenia sprawy rozpatrywanej przez Sąd
Apelacyjny w Rzeszowie pod sygn. akt I AGa 20/21. W związku z wydaniem przez Sąd Apelacyjny w Rzeszowie w dniu 10 listopada
2022 r. wyroku w sprawie pod sygn. akt I AGa 20/21, w dniu 22 listopada 2022 roku ORLEN Projekt złożył wniosek o podjęcie przez
Sąd Okręgowy zawieszonego postępowania. Wniosek nie został jeszcze rozpoznany.
III. Sprawa z powództwa POLWAX przeciwko ORLEN Projekt o zapłatę 132 mln PLN, rozpatrywana przez Sąd Okręgowy w
Rzeszowie sygn. akt VI GC 84/20
Dochodzone przez POLWAX od ORLEN Projekt roszczenie obejmuje 84 mln PLN tytułem szkody rzeczywistej oraz 48 mln PLN
tytułem utraconych korzyści, które miały powstać w związku z nienależytym wykonaniem i niewykonaniem umowy przez ORLEN
Projekt. Postępowanie było zawieszone na zgodny wniosek stron. W dniu 21 października 2021 roku Sąd, na wniosek POLWAX,
wydał postanowienie o podjęciu zawieszonego postępowania. W dniu 20 kwietnia 2022 roku postępowanie zostało zawieszone do
czasu prawomocnego rozpatrzenia sprawy: (i) rozpatrywanej przez Sąd Apelacyjny w Rzeszowie pod sygn. akt I AGa 20/21; (ii)
rozpatrywanej przez Sąd Okręgowy w Rzeszowie pod sygn. akt VI GC 201/19. W dniu 22 listopada 2022 roku Sąd Apelacyjny w
Rzeszowie uwzględnił zażalenie ORLEN Projekt na postanowienie Sądu Okręgowego o zawieszeniu postępowania i wydał
postanowienie, mocą którego uchylił zaskarżone postanowienie Sądu Okręgowego. W konsekwencji ORLEN Projekt złożyła do Sądu
Okręgowego wniosek o podjęcie postępowania, który nie został jeszcze rozpoznany.
IV. Sprawa z powództwa POLWAX przeciwko ORLEN Projekt o zapłatę 9,9 mln PLN rozpatrywana przez Sąd Okręgowy w
Rzeszowie pod sygn. akt VI GC 104/20
POLWAX dochodzi przeciwko ORLEN Projekt zapłaty kwoty 9,9 mln PLN wraz z należnymi odsetkami za opóźnienie z tytułu: (i)
zwrotu kosztów usunięcia i utylizacji odpadu w postaci zanieczyszczonej ziemi pochodzącej z terenu Inwestycji, oraz (ii) bezumownego
składowania ziemi pochodzącej z terenu Inwestycji na należącej do POLWAX działce nr 3762/70. Dotychczas odbyło się 9 posiedzeń
w sprawie. Kolejne posiedzenie odbyło się w dniu 6 lutego 2023 roku, na którym PKN ORLEN złożył kopię złożonego przez POLWAX
S.A. zawiadomienia o możliwości popełnienia przestępstwa, wnosząc o zawieszenie postępowania cywilnego do czasu
rozstrzygnięcia sprawy karnej. Sąd odroczył rozprawę bezterminowo. Na posiedzeniu niejawnym Sąd rozstrzygnie wniosek stron o
przeprowadzenie dowodu z opinii biegłego sądowego, jak i kolejny wniosek POLWAX o zawieszenie postępowania.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 131 / 141
V. Sprawa z powództwa POLWAX przeciwko ORLEN Projekt o usunięcie ruchomości rozpatrywana przez Sąd Rejonowy w Tychach
pod sygn. akt VI GC 120/20
POLWAX zażądał, aby Sąd zobowiązał ORLEN Projekt do przywrócenia stanu zgodnego z prawem poprzez opróżnienie magazynów
przekazanych ORLEN Projekt celem przechowywania urządzeń i materiałów na potrzeby prowadzonej Inwestycji. Dotychczas w
sprawie odbyło się sześć rozpraw. Na rozprawie w dniu 23 czerwca 2022 roku Sąd przesłuchał stronę pozwaną, dopuścił dowód z
opinii biegłego sądowego i odroczył rozprawę bez terminu. Biegły sądowy sporządził opinię, która została doręczona obu stronom. W
dniu 13 lutego 2023 roku ORLEN Projekt złożył zastrzeżenia do opinii biegłego. POLWAX nie wniósł zastrzeżeń do opinii biegłego
wskazując, że opinia jedynie potwierdza stanowisko strony powodowej w ramach tego postępowania. W dniu 28 marca 2023 roku
Sąd zlecił biegłemu sądowemu opracowanie opinii uzupełniającej.
W ocenie ORLEN Projekt roszczenie jest bezpodstawne w związku, z czym Grupa nie rozpoznała rezerwy.
Technip Italy S.p.A. przeciwko ORLEN Unipetrol RPA, s.r.o.
W związku z opóźnieniem wykonania Umowy zawartej pomiędzy Technip Italy S.p.A. („Technip”) a ORLEN Unipetrol na budowę Zakładu
Polietylenu w Litvinov, Technip zobowiązany był do zapłaty kar umownych za opóźnienie w wysokości 108 mln PLN przeliczone kursem
z dnia 31 grudnia 2022 roku (co odpowiada 23 mln EUR). Technip nie zapłacił ww. kar umownych ORLEN Unipetrol, w związku z czym
ORLEN Unipetrol wykorzystał gwarancję bankową w kwocie 98 mln PLN przeliczone kursem z dnia 31 grudnia 2022 roku (co odpowiada
21 mln EUR).
W dniu 17 sierpnia 2020 roku Technip wniósł wezwanie na arbitraż. W listopadzie 2020 roku ORLEN Unipetrol wystąpił z kompensatą
pozostałych odsetek umownych z faktury wystawionej przez Technip za pozostałą część wynagrodzenia umownego: zaległa wysokość
odsetek umownych za opóźnienie wynosi 8,8 mln PLN przeliczone kursem z dnia 31 grudnia 2022 roku (co odpowiada 1,8 mln EUR).
W dniu 30 listopada 2020 roku ORLEN Unipetrol złożył odpowiedź na pozew oraz zgłosił powództwo wzajemne z tytułu zaległych odsetek
umownych za opóźnienie w kwocie 8 mln PLN przeliczone kursem z dnia 31 grudnia 2022 roku (co odpowiada 1,8 mln EUR).
W dniu 5 stycznia 2021 roku Technip złożył poprawkę do wezwania na arbitraż zwiększając całkowitą wysokość roszczenia do kwoty 140
mln PLN przeliczone kursem z dnia 31 grudnia 2022 roku (co odpowiada 28,8 mln EUR).
Postępowanie arbitrażowe toczyło się przed Sądem Arbitrażowym przy Międzynarodowej Izbie Gospodarczej w Wiedniu. W dniu 16
listopada 2022 roku Sąd Arbitrażowy wydał wyrok, w którym zasądził od Unipetrol RPA s.r.o. na rzecz Technip kwotę 0,04 mln PLN
przeliczone kursem z dnia 31 grudnia 2022 roku (co odpowiada 0,01 mln EUR) wraz z odsetkami i oddalił pozostałe roszczenia Technip
wobec Unipetrol. Ponadto Technip został zobowiązany do zapłaty pozostałych odsetek z tytułu kar umownych i kosztów postępowania
arbitrażowego oraz kosztów pomocy prawnej. Sprawa jest prawomocnie zakończona.
Zobowiązania warunkowe dotyczące Grupy ENERGA
Na dzień 31 grudnia 2022 roku zobowiązania warunkowe Grupy ENERGA rozpoznane w skonsolidowanym sprawozdaniu
finansowym Grupy ORLEN wynosiły 260 mln PLN.
Największą pozycję zobowiązań warunkowych stanowią sprawy sporne związane z infrastrukturą energetyczną spółki Energa-
Operator S.A. usadowioną na prywatnym gruncie. Grupa tworzy rezerwy na zgłoszone spory sądowe. W przypadku niepewności, co
do zasadności kwoty roszczenia lub tytułu prawnego do gruntu, Grupa rozpoznaje zobowiązania warunkowe. Na dzień 31 grudnia
2022 roku oszacowana wartość tych roszczeń wykazana jako zobowiązania warunkowe wynosi 240 mln PLN, podczas gdy na dzień
31 grudnia 2021 roku ich wartość wynosiła 249 mln PLN. Biorąc pod uwagę opinie prawne szacowane kwoty określają ryzyko
powstania zobowiązania poniżej 50%.
Postępowanie arbitrażowe z powództwa Elektrobudowa S.A. przeciwko PKN ORLEN
Elektrobudowa S.A. wniosła pozew o zapłatę przeciwko PKN ORLEN do Sądu Arbitrażowego przy Stowarzyszeniu Inżynierów,
Doradców i Rzeczoznawców (SIDIR) w Warszawie (sygn. P/SA/5/2019) na łączną kwotę 104 mln PLN oraz 11,5 mln EUR. Sprawa
dotyczy wykonywania umowy EPC na budowę Instalacji Metateza, zawartej pomiędzy PKN ORLEN a Elektrobudowa.
Na powyższą kwotę składają się następujące kwoty:
1) 20,6 mln PLN oraz 7,6 mln EUR wraz z odsetkami za opóźnienie tytułem zapłaty zaległego wynagrodzenia przewidzianego
w Umowie EPC - na rzecz Elektrobudowa, ewentualnie na rzecz Citibanku, w razie uznania, że w wyniku cesji wynagrodzenie
należne jest Citibankowi,
2) 7,8 mln PLN oraz 1,26 mln EUR wraz z odsetkami ustawowymi od dnia 23 października 2018 roku tytułem wynagrodzenia za
prace dodatkowe i zamienne – na rzecz Elektrobudowa ewentualnie Citibanku jak wyżej,
3) 62,4 mln PLN wraz z odsetkami ustawowymi od dnia 27 grudnia 2019 roku tytułem wynagrodzenia, o które powinien zostać
podwyższony ryczałt na rzecz Elektrobudowa, ewentualnie Citibanku jak wyżej,
4) 13,2 mln PLN oraz 2,6 mln EUR wraz z odsetkami ustawowymi od dnia 25 października 2019 roku – tytułem odszkodowania za
szkodę wyrządzona bezpodstawną wypłatą przez PKN ORLEN sum gwarancyjnych dostępnych w ramach gwarancji bankowych
– na rzecz Elektrobudowa.
W dniu 13 września 2021 roku Syndyk Masy Upadłości Elektrobudowa S.A. rozszerzył powództwo o kwotę 13,2 mln PLN i 2,6 mln
EUR stanowiącą roszczenie o zwrot kwot zatrzymanych tytułem Kaucji Gwarancyjnej z ustawowymi odsetkami za opóźnienie od dnia
24 marca 2021 roku do dnia zapłaty.
Zgodnie z informacjami opublikowanymi w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za 2021 rok, w wyniku wydanych orzeczeń
przez Sąd Arbitrażowy, od których nie przysługiwał PKN ORLEN żaden środek odwoławczy, Spółka zapłaciła dotychczas na rzecz
Syndyka łącznie 10,01 mln PLN oraz 5,52 mln EUR powiększone o zasądzone odsetki ustawowe za opóźnienie w płatnościach.
Kwoty te dotyczyły głównie zapłat częściowych umownego wynagrodzenia, jak również wynagrodzenia za prace dodatkowe.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 132 / 141
W ciągu 12 miesięcy 2022 roku Sąd Arbitrażowy wydał następujące orzeczenia:
(I) Wyrok Wstępny (nr 4) z dnia 7 lutego 2022 roku dotyczący roszczenia Elektrobudowy o zasądzenie kwoty 0,4 mln PLN tytułem
dodatkowego wynagrodzenia za wykonanie Komory K-1 w sposób odmienny niż przewidywał to pierwotny projekt budowlany, w
którym Zespół Orzekający orzekł, że o uznaniu tego roszczenia za usprawiedliwione co do zasady. Wyrok wstępny nie stanowi o
istnieniu po stronie PKN ORLEN obowiązku zapłaty na rzecz powoda w/w kwot, ale jest wyrazem uznania przez Zespół Orzekający,
iż Elektrobudowa jest uprawniona do oczekiwania od PKN ORLEN zapłaty za wyżej opisany zakres rzeczowy, jako dodatkowy.
(II) Wyrok Wstępny (nr 5) z dnia 15 lutego 2022 roku dotyczący roszczenia Elektrobudowy o zasądzenie kwoty 5,3 mln PLN tytułem
dodatkowego wynagrodzenia za wykonanie budynku Stacji Zimna w sposób odmienny niż przewidywała to Umowa, w którym Zespół
Orzekający orzekł, że o uznaniu tego roszczenia za usprawiedliwione co do zasady. Wyrok wstępny nie stanowi o istnieniu po stronie
PKN ORLEN obowiązku zapłaty na rzecz powoda w/w kwot, ale jest wyrazem uznania przez Zespół Orzekający, iż Elektrobudowa
jest uprawniona do oczekiwania od PKN ORLEN zapłaty za wyżej opisany zakres rzeczowy, jako dodatkowy.
(III) Wyrok Częściowy (nr 10) z dnia 15 kwietnia 2022 roku zasądzający od pozwanego na rzecz powoda kwoty 0,5 mln PLN i 0,8
mln EUR z odsetkami za opóźnienie do dnia zapłaty tytułem wynagrodzenia dodatkowego oraz tytułem częściowego
wynagrodzenia za dostawy urządzeń. Zasądzone kwoty objęte były wydanymi wcześniej wyrokami wstępnymi (2) i (3).
(IV) Wyrok Częściowy (nr 11) z dnia 26 maja 2022 roku ustalający, że PKN ORLEN bezskutecznie potrącił kwotę 5,8 mln PLN
i 0,4 mln EUR z dochodzonego przez Elektrobudowę wynagrodzenia w części zatrzymanej przez PKN ORLEN. Wyrok nie jest
wyrokiem zasądzającym.
(V) Wyrok częściowy (nr 12) z dnia 30 czerwca 2022 rok zasądzający na rzecz powoda łącznie kwoty 11,9 mln PLN i 2,4 mln EUR z
odsetkami za opóźnienie tytułem częściowego wynagrodzenia zatrzymanego tytułem kaucji gwarancyjnej.
(VI) Wyrok częściowy (nr 13) z dnia 5 grudnia 2022 rok zasądzający na rzecz powoda kwoty 0,15 mln PLN z odsetkami za opóźnienie
tytułem wynagrodzenia za wykonanie Instrukcji przygotowania instalacji do ruchu po remoncie i oddalający powództwo w zakresie
kwoty 0,10 mln PLN jako pozostałej części tego roszczenia.
(VII) Wyrok częściowy (nr 14) z dnia 30 grudnia 2022 roku zasądzający na rzecz powoda kwotę 0,3 mln PLN netto tytułem
dodatkowego wynagrodzenia za wykonanie innej komory K-1 niż przewidywał projekt budowlany wraz z odsetkami ustawowymi za
opóźnienie i kwotę 5,3 mln PLN netto tytułem dodatkowego wynagrodzenia za wykonanie innego budynku Stacji Zimna niż
przewidywał projekt budowlany wraz z odsetkami ustawowymi. Zasądzone kwoty, to kwoty, o których mowa była wcześniej w
wyrokach wstępnych (4) i (5).
Należności główne zasądzone wyrokami częściowymi (nr 10) i (nr 12) zostały przez PKN ORLEN zapłacone w całości na rzecz
Syndyka.
Wartość utworzonych rezerw z tytułu toczącego się postępowania z Elektrobudową na dzień 31 grudnia 2022 roku wyniosła 76 mln PLN.
Zobowiązania warunkowe przejęte w wyniku transakcji połączenia z Grupą LOTOS oraz Grupą PGNiG
Poniżej przedstawiono opis istotnych zobowiązań warunkowych dotyczących spółek z byłej Grupy LOTOS oraz spółek z byłej
Grupy PGNiG przejętych przez Grupę w ramach transakcji połączeń, których opis został zawarty w nocie 7.3. Zgodnie z wymogami
MSSF 3 w ramach rozliczenia transakcji połączenia Grupa powinna ująć na dzień przejęcia zobowiązania warunkowe przejęte w
ramach połączenia jednostek, nawet, jeśli nie jest prawdopodobne, że w celu uregulowania zobowiązania niezbędny będzie
wypływ zasobów zawierających w sobie korzyści ekonomiczne. Na dzień sporządzenia niniejszego skonsolidowanego
sprawozdania finansowego rozliczenia księgowe połączenia z Grupą LOTOS oraz połączenia z PGNiG nie zostały zakończone.
Tym samym w kolejnych okresach sprawozdawczych nastąpi wycena do wartości godziwej opisanych poniżej zobowiązań
warunkowych, jak również potencjalnych dodatkowych zobowiązań warunkowych wynikających z ryzyk regulacyjnych, prawnych,
środowiskowych i innych i zostaną one uwzględnione w ramach procesu alokacji ceny nabycia w wartości godziwej przejętych
aktywów netto.
Spór pomiędzy AGR Subsea Ltd. a LOTOS Petrobaltic S.A.
W marcu 2013 roku wpłynęło do spółki LOTOS Petrobaltic S.A. od spółki AGR Subsea Ltd. („AGR”) wezwanie do zapłaty na kwotę
ok 6,5 mln GBP tytułem wynagrodzenia AGR z tytułu realizacji umowy na odkopanie nóg platformy „Baltic Beta”. W odpowiedzi
spółka LOTOS Petrobaltic S.A., kwestionując roszczenie AGR, zaproponowała zapłatę kwoty ok. 16 mln PLN (tj. 3,2 mln GBP
według średniego kursu NBP na dzień 31 grudnia 2012 roku). Przedmiotem sporu pomiędzy stronami był charakter zawartej
umowy, przyczyny jej wykonania po terminie i w niepełnym zakresie, jak również zasadność dokonanego przez spółkę LOTOS
Petrobaltic S.A. wypowiedzenia, a także żądania zwrotu kosztów poniesionych na wykonawcę zastępczego zaangażowanego
przez spółkę LOTOS Petrobaltic S.A. do ukończenia prac (pozew wzajemny przeciwko AGR o zapłatę 5,6 mln GBP). Spółka AGR
Subsea Ltd. skierowała swoje roszczenie na drogę sądową. W dniu 11 grudnia 2020 roku Sąd ogłosił wyrok zasądzający na rzecz
AGR dochodzoną należność tj. 6,5 mln GBP wraz z odsetkami za zwłokę, zwrotem kosztów postępowania oraz kosztów
zastępstwa procesowego, a także oddalił powództwo zgłoszone przez spółkę LOTOS Petrobaltic S.A.
Z uwagi na fakt, iż zawiadomienie o terminie posiedzenia Sądu zamykającego rozprawę oraz ogłoszenie wyroku nie zostało
skutecznie doręczone pełnomocnikowi LOTOS Petrobaltic S.A., pełnomocnik spółki bez swej winy nie brał udziału dnia 27
listopada 2020 roku w posiedzeniu zamykającym rozprawę. Nie poznał także terminu publikacji wyroku z dnia 11 grudnia 2020
roku, nie stawił się na termin publikacji ani nie poznał treści rozstrzygnięcia.
Wobec pozyskanych przez Spółkę LOTOS Petrobaltic S.A. informacji – podczas posiedzenia Sądu, które odbyło się w marcu 2021
roku przedstawiono Sądowi zastrzeżenia dotyczące zdolności sądowej i procesowej AGR, jej legitymacji procesowej oraz
prawidłowości umocowania pełnomocników. Wątpliwości te powstały w związku z powzięciem w marcu 2021 roku wiedzy o ogłoszeniu
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 133 / 141
w dniu 25 maja 2015 roku procedury Winding-up (Upadłość likwidacyjna / likwidacja) AGR i ustanowieniu Liquidator (Syndyk /
likwidator) w celu prowadzenia spraw i reprezentowania AGR.
W dniu 2 kwietnia 2021 roku spółka LOTOS Petrobaltic S.A. złożyła skargę o wznowienie postępowania w sprawie. W dniu 18 maja
2021 roku spółka LOTOS Petrobaltic S.A. zwrócił się do Prokuratury Regionalnej w Gdańsku z wnioskiem o wywiedzenie skargi o
wznowienie postępowania w sprawach IX GC 811/13 i IX GC 12/15. Wpływ skargi Prokuratury Regionalnej w Gdańsku do Sądu o
wznowienie postępowania w połączonych ww. sprawach nastąpił w dniu 12 sierpnia 2021 roku.
W dniu 9 grudnia 2021 roku AGR złożył wniosek o nadanie wyrokowi klauzuli wykonalności. Postanowieniem z dnia 13 grudnia 2021
roku wydanym w sprawie IX GC 696/21 (wniosek o wznowienie postępowania - skarga Prokuratury Regionalnej) Sąd Okręgowy w
Gdańsku wstrzymał wykonalność wyroku z dnia 11 grudnia 2020 roku objętego ww. wniosek o nadanie klauzul wykonalności. Wniosek
AGR o nadanie wyrokowi klauzuli wykonalności został oddalony postanowieniem z dnia 15 grudnia 2021 roku.
Trwają obecnie czynności w ramach postępowań:
ze skargi własnej LOTOS Petrobaltic o wznowienie postępowania (IX GC 1031/21) oraz
ze skargi Prokuratora Regionalnego w Gdańsku o wznowienie postępowania (IX GC 696/21).
Na dzień 31 grudnia 2022 roku wartość utworzonej rezerw z tytułu toczących się postępowań wyniosła 50 mln PLN.
Rozliczenia podatkowe byłej Grupy LOTOS S.A.
W związku z połączeniem w dniu 1 sierpnia 2022 roku PKN ORLEN z Grupą LOTOS S.A., PKN ORLEN, jako następca prawny Grupy
LOTOS S.A., stał się stroną poniższych postępowań podatkowych.
Rozliczenia podatkowe byłej Grupy LOTOS S.A. są przedmiotem kontroli celno-skarbowych prowadzonych przez organy kontroli
skarbowej. W dniu 21 stycznia 2022 roku była Grupa LOTOS S.A. powzięła informację o dwóch wynikach kontroli celno-skarbowej za
okres styczeń - październik 2014 roku i za okres październik - grudzień 2015 roku wydanych w dniu 7 stycznia 2022 roku. W wynikach
tych kontroli zostały zakwestionowane rozliczenia podatku VAT naliczonego w spółce w łącznej kwocie 23,3 mln PLN (kwota bez
odsetek). W dniu 12 kwietnia 2022 roku była Grupa LOTOS S.A. powzięła informację o wyniku kontroli celno-skarbowej za okres
styczeń - grudnia 2016 wydanym w dniu 7 kwietnia 2022 roku. W wyniku kontroli zostały zakwestionowane rozliczenia podatku VAT
naliczonego w Spółce w kwocie 6,5 mln PLN (kwota bez odsetek). Spółka nie złożyła korekty deklaracji VAT za wyżej wymienione
okresy zgodnie z ustaleniami kontroli ponieważ stała na stanowisku, że istnieją argumenty za obraniem innego trybu rozstrzygnięcia.
W związku z niezłożeniem przez Spółkę ww. korekt deklaracji VAT, organ podatkowy (Naczelnik Pomorskiego Urzędu Celno-
Skarbowego w Gdyni) przeprowadził postępowanie podatkowe. W dniu 29 marca 2023 r. organ podatkowy wydał dwie decyzje, w
których określił zobowiązanie podatkowe z tytułu podatku VAT za okres kwiecień - październik 2014 oraz październik 2015 i wykazał
zaniżenie zobowiązania w kwocie 23,3.mln PLN. Spółka planuje złożyć odwołania do organu II instancji od decyzji. Spółka będzie
miała również możliwość złożenia skarg do WSA w Gdańsku, a od ewentualnie niekorzystnego rozstrzygnięcia sądowego, istnieje
możliwość złożenia skargi kasacyjnej do NSA.
W związku z wyrokiem Trybunału Sprawiedliwości Unii Europejskiej z dnia 16 października 2019 roku, w sprawie C-189/18 Glencore,
w dniu 15 stycznia 2020 roku spółka złożyła wnioski o wznowienie postępowań, w sprawach, w których wydane zostały decyzje:
Dyrektora Izby Skarbowej w Gdańsku z dnia 29 grudnia 2015 roku, utrzymująca w mocy decyzję Dyrektora Urzędu Kontroli
Skarbowej w Bydgoszczy z dnia 28 września 2015 roku, określającą spółce zobowiązanie w podatku od towarów i usług za
poszczególne miesiące 2010 roku w łącznej kwocie 48,4 mln PLN,
Dyrektora Izby Skarbowej w Gdańsku z dnia 29 lutego 2016 roku, utrzymująca w mocy decyzję Dyrektora Urzędu Kontroli
Skarbowej w Bydgoszczy z dnia 28 września 2015 roku, określającą spółce zobowiązanie w podatku od towarów i usług za
poszczególne miesiące 2011 roku w łącznej kwocie 112,5 mln PLN,
Dyrektora Izby Administracji Skarbowej w Gdańsku z dnia 25 października 2018 roku, utrzymująca w mocy decyzję Naczelnika
Pomorskiego Urzędu Celno-Skarbowego w Gdyni z dnia 19 stycznia 2018 roku, określającą spółce zobowiązanie w podatku
od towarów i usług za styczeń 2012 roku w łącznej kwocie 7,3 mln PLN,
a po wznowieniu postępowań o:
uchylenie decyzji organów podatkowych obu instancji i umorzenie postępowań podatkowych w sprawie – w zakresie
postępowań za lata 2010 – 2011,
zawieszenie postępowania do czasu prawomocnego zakończenia postępowania sądowego – w zakresie postępowania za
rok 2012, w związku z toczącym się przed NSA postępowaniem ze skargi kasacyjnej spółki.
W dniu 8 października 2020 roku Dyrektor Izby Administracji Skarbowej w Gdańsku utrzymał w mocy decyzje Dyrektora Izby
Skarbowej w Gdańsku z dnia 29 grudnia 2015 roku oraz z dnia 29 lutego 2016 roku. W dniu 23 listopada 2020 roku spółka złożyła
odwołania od niekorzystnych decyzji Dyrektora Izby Administracji Skarbowej w Gdańsku. W dniu 23 grudnia 2020 roku Dyrektor
Izby Administracji Skarbowej w Gdańsku wydał decyzje odmawiające uchylenia decyzji z dnia 8 października 2020 roku, na które
spółka złożyła skargi do Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego w Gdańsku. W dniu 15 czerwca 2021 roku Wojewódzki Sąd
Administracyjny w Gdańsku oddalił skargi spółki na odmowę uchylenia decyzji ostatecznych w sprawie określenia zobowiązania
w podatku od towarów i usług za poszczególne miesiące 2010 i 2011 roku. W dniu 10 września 2021 roku spółka złożyła skargi
kasacyjne od wyroków Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego w Gdańsku.
Na dzień 31 grudnia 2022 roku Grupa wykazuje rezerwę na ryzyko podatkowe, utworzoną w związku z powyższymi
postępowaniami, w wysokości 98,4 mln PLN.
Rozliczenia podatkowe spółki LOTOS Exploration and Production Norge AS
W związku z sytuacją kryzysową wywołaną pandemią COVID-19 oraz gwałtownym spadkiem cen surowców, rząd Norwegii
wprowadził na lata 2020-2021 tymczasowy reżim podatkowy, który pozwalał firmom inwestującym na norweskim szelfie
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 134 / 141
kontynentalnym na przyspieszoną amortyzację podatkową nakładów inwestycyjnych oraz natychmiastowy zwrot straty podatkowej
z każdego roku. Dzięki tym rozwiązaniom efektywna skala podatkowa była niższa niż standardowo 78%.
Jednocześnie rząd wprowadził dodatkową regułę, mianowicie dla projektów inwestycyjnych które zostały złożone w Ministerstwie
do końca roku 2022 roku i które zostaną zatwierdzone w 2023 roku, będzie można wszystkie wydatki inwestycyjne rozliczać w
systemie tymczasowego reżimu podatkowego z lat 2020-2021, z małymi zmianami, co znacznie poprawia ekonomikę projektów.
Dwa kluczowe projekty rozwojowe LOTOS E&P Norge – NOAKA i Trell&Trine będą objęte tą ulgą.
W grudniu 2019 roku spółka LOTOS E&P Norge otrzymała projekt decyzji dotyczącej cienkiej kapitalizacji w latach 2015-2016.We
wrześniu 2020 roku spółka przekazała organom podatkowym pismo, w którym ustosunkowała się do wstępnej decyzji Urzędu
Podatkowego (Oil Taxation Office - OTO) dotyczącej cienkiej kapitalizacji w latach 2015-2016, jak również odpowiedź na
„zawiadomienie o odchyleniu” za kolejne lata 2017-2018. We wstępnej decyzji OTO podważa możliwość uwzględnienia w kosztach
podatkowych spółki kosztów obsługi pożyczek i kredytów i różnic kursowych od finansowania dłużnego ze względu na zbyt niski
poziom kapitałów własnych spółki w tym okresie. W maju 2022 OTO wydał ostateczną decyzję za lata 2015 -2016, w której
wysokość domiaru podatku została określona na 170 mln NOK wraz z odsetkami.
W odniesieniu do drugiej sprawy cienkiej kapitalizacji, obejmującej okres 2017-2019, spółka otrzymała projekt decyzji w sierpniu
2022 roku, wcześniej informując o rozszerzeniu badanego okresu o rok. Na mocy projektu decyzji szacunkowa kwota do dopłaty
wynosi 103 mln NOK, przy czym zdecydowana większość z tej kwoty dotyczy przychodów finansowych z różnic kursowych które
wcześniej Spółka usunęła z rozliczenia. W tych latach spółka posiadała zdolność kredytową, potwierdzoną w modelach RBL wobec
czego realny efekt cienkiej kapitalizacji jest dużo mniejszy niż w latach 2015-2016. Ponadto, spółka w deklaracjach podatkowych
za lata 2017 i 2019 nie uznała jako podstawę do opodatkowania przychody finansowe z tytułu różnic kursowych zrealizowanych
od pożyczek, w których OTO wcześniej kwestionowała koszty finansowe jako koszty uzyskania przychodu. Łączna kwota odliczeń
podatkowych z tego tytułu wynosiła 88 mln NOK (52 mln NOK za 2017 oraz 36 mln NOK za 2019 rok). Na te kwoty spółka
zawiązała rezerwę.
W lutym 2023 roku Spółka otrzymała dwie faktury do uregulowania dotyczące cienkiej kapitalizacji 2015-2016 roku. Ze względu
na stratę podatkową jaką spółka miała w tych latach, domiar podatku został rozliczony dopiero w zeznaniach za 2017 i 2018 rok.
Łącznie zapłacono 158,1 mln NOK, czyli 65 mln PLN.
Jednocześnie w dniu 31 marca 2023 spółka złożyła apelację Urzędu Skarbowego do decyzji z lat 2015-16. Jeśli apelacja zostanie
rozpatrzona negatywnie spółka rozważa arbitraż sądowy. W tym samym dniu spółka złożyła pisemną odpowiedź i ustosunkowanie
się do projektu decyzji w sprawie cienkiej kapitalizacji za lata 2017-2019.
Na dzień 31 grudnia 2022 roku wartość utworzonej rezerw z tytułu toczących się postępowań wyniosła 34 mln PLN.
Rozliczenia za gaz ziemny dostarczany w ramach Kontraktu jamalskiego oraz wstrzymanie dostaw gazu ziemnego przez
Gazprom
W dniu 31 marca 2021 roku opublikowano Dekret Prezydenta Federacji Rosyjskiej nr 172 „o specjalnej procedurze wykonania
zobowiązań zagranicznych nabywców wobec rosyjskich dostawców gazu ziemnego” („Dekret”) w następstwie którego Gazprom
wystąpił do PGNiG z oczekiwaniem dokonania zmian warunków Kontraktu jamalskiego m.in. poprzez wprowadzenie rozliczeń w
rublach rosyjskich.
W dniu 12 kwietnia 2022 roku Zarząd PGNiG S.A. podjął decyzję o kontynuowaniu rozliczania zobowiązań PGNiG za gaz
dostarczony przez Gazprom w ramach Kontrakt jamalskiego, zgodnie z jego obowiązującymi warunkami oraz o niewyrażeniu
zgody na wykonywanie przez PGNiG zobowiązań rozliczeniowych za gaz ziemny dostarczany przez Gazprom w ramach Kontraktu
jamalskiego zgodnie z zapisami Dekretu.
Od dnia 27 kwietnia 2022 roku od godz. 8:00 CET Gazprom całkowicie wstrzymał dostawy gazu ziemnego w ramach Kontraktu
jamalskiego powołując się na wprowadzony przez Dekret zakaz realizacji dostaw gazu ziemnego do zagranicznych nabywców z
krajów „nieprzyjaznych Federacji Rosyjskiej” (w tym z Polski), jeżeli płatności za gaz ziemny dostarczany do takich krajów
począwszy od dnia 1 kwietnia 2022 roku, będą dokonywane niezgodnie z warunkami Dekretu.
W odpowiedzi PGNiG podjęło działania zmierzające do zabezpieczenia interesów Spółki w ramach przysługujących jej uprawień
kontraktowych obejmujące m.in. wezwanie do realizacji dostaw i respektowania warunków rozliczeniowych i in. warunków
obowiązującej strony do końca 2022 roku umowy.
Do dnia 31 grudnia 2022 roku dostawy gazu ziemnego nie zostały przez Gazprom wznowione, dostawca odmawiał rozliczeń w
oparciu o obowiązujące warunki kontraktowe. Zgodnie z oświadczeniem woli PGNiG z dnia 15 listopada 2019 roku, Kontrakt
jamalski wygasł z końcem 2022 roku, sprawy sporne powstałe w okresie jego obowiązywanie pozostają w toku.
Roszczenie B. J. Noskiewiczów przeciwko Exalo S.A.(Exalo) o zapłatę czynszu i odszkodowanie
W dniu 9 lutego 2015 roku B.J. Noskiewicze wystąpili przeciwko Exalo (poprzednio Poszukiwania Nafty i Gazu Jasło sp. z o.o.) z
pozwem o zapłatę łącznie kwoty 130 mln PLN. Żądanie pozwu obejmuje zasądzenie z tytułu opłaty za korzystanie z nieruchomości
stanowiącej własność powodów (zajętej przez spółkę w celu wykonania odwiertu wody geotermalnej) oraz odszkodowanie tytułem
utraconych dochodów. Powodowie twierdzą, że nieruchomość nie została im w sposób prawidłowy zwrócona po zakończeniu
prac. Exalo złożyła odpowiedź na pozew. Exalo twierdzi (w oparciu o opinie rzeczoznawców), że w terminie umownym zakończyła
korzystanie z nieruchomości, usunęła wszelkie urządzenia i ruchomości, teren został uprzątnięty i zrekultywowany, a co za tym
idzie w sposób prawidłowy zaoferowała i wydała właścicielom nieruchomość w 2012 roku, wobec czego żądanie zarówno
jakichkolwiek opłat za okres po tej dacie, jak i odszkodowania jest całkowicie nieuzasadnione. Postępowanie obecnie jest
zawieszone. Pełna ocena ryzyka niepomyślnego rozstrzygnięcia może być dokonana na dalszym etapie postępowania biorąc pod
uwagę argumenty Exalo. W ocenie Exalo roszczenia są bezpodstawne.
Na dzień 31 grudnia 2022 roku wartość utworzonej rezerw z tytułu toczącego się postępowania wyniosła 35 mln PLN.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 135 / 141
Roszczenie Veolia Energia Warszawa przeciwko PGNiG Termika S.A.
W dniu 21 lutego 2018 roku do PGNiG TERMIKA wpłynął pozew o zapłatę z tytułu realizacji umowy o świadczenie usług w zakresie
rozwoju rynku ciepła w Warszawie wniesiony przez Veolia Energia Warszawa S.A. do Sądu Okręgowego w Warszawie. W dniu
29 czerwca 2018 roku PGNiG TERMIKA złożyła odpowiedź na pozew, w której odniosła się do twierdzeń strony powodowej. Veolia
Energia Warszawa S.A. pierwotnie dochodziła kwoty 5,7 mln PLN tytułem zapłaty z ww. umowy, a następnie rozszerzyła
powództwo o 66,6 mln PLN, tj. do kwoty 72,3 mln PLN, stanowiące kolejne transze wynagrodzenia z ww. umowy. W sprawie trwa
wymiana dalszych pism procesowych. W ocenie PGNiG TERMIKA umowa o świadczenie usług w zakresie rozwoju rynku ciepła
w Warszawie jest nieważna, gdyż naruszała bezwzględnie obowiązujące przepisy prawa. Z uwagi na precedensowy i szczególnie
skomplikowany charakter przedmiotowej sprawy, ocena ryzyka niekorzystnego rozstrzygnięcia nie jest możliwa.
Na dzień 31 grudnia 2022 roku wartość utworzonej rezerw wraz z odsetkami ustawowymi z tytułu toczących się postępowań
wyniosła 121 mln PLN.
Roszczenie PBG SA (obecnie w restrukturyzacji w likwidacji) przeciwko PGNiG S.A. (obecnie PKN ORLEN SA)
Pozew wzajemny z dnia 1 kwietnia 2019 wniesiony przez PBG SA przeciwko PGNiG S.A. o zapłatę kwoty 118 mln PLN, w sprawie
toczącej się przed Sądem Okręgowym w Warszawie, z pozwu PGNiG SA przeciwko PBG SA, w Wysogotowie, TCM w Paryżu
oraz Tecnimont w Mediolanie (wartość przedmiotu sporu tej sprawy 147 mln PLN). Sprawy dotyczą wzajemnych rozliczeń w
zakresie realizacji umów na rozbudowę PMG (Podziemny Magazyn Gazu) Wierzchowice. Podstawą roszczeń w pozwie
wzajemnym jest kwestionowanie przez PBG SA oświadczeń o potrąceniu wzajemnych należności i zobowiązań dokonanych przez
PGNiG SA w trakcie rozliczania umów na realizację rozbudowy PMG Wierzchowice. Etap postępowania w zakresie pozwu
wzajemnego jest identyczny, jak w przypadku pozwu głównego, tzn. postępowanie dowodowe jest w toku, sąd przesłuchał
wszystkich świadków oraz dopuścił dowód z opinii biegłego. Pozwani z pozwu głównego oraz powód wzajemny z pozwu
wzajemnego złożyli do sądu wniosek o wyłączenie biegłego. Kolejny termin rozprawy nie został wyznaczony.
Poza postępowaniami opisanymi powyżej Grupa nie zidentyfikowała innych istotnych zobowiązań warunkowych.
17.5. Zabezpieczenia akcyzowe
Zabezpieczenia akcyzowe i akcyza od wyrobów i towarów znajdujących się w procedurze zawieszonego poboru stanowią element
zobowiązań pozabilansowych i na dzień 31 grudnia 2022 roku i na dzień 31 grudnia 2021 roku wynosiły odpowiednio 4 039 mln
PLN i 2 659 mln PLN. Na dzień 31 grudnia 2022 roku Grupa ocenia zmaterializowanie się tego typu zobowiązania jako bardzo
niskie.
17.6. Transakcje z podmiotami powiązanymi
W 2022 roku oraz w 2021 roku oraz na dzień 31 grudnia 2022 roku oraz na dzień 31 grudnia 2021 roku nie wystąpiły transakcje
podmiotów powiązanych Grupy ORLEN z członkami Zarządu i Rady Nadzorczej oraz członkami pozostałego kluczowego
personelu kierowniczego Jednostki Dominującej i z bliskimi im osobami.
W 2022 roku i 2021 roku na podstawie złożonych oświadczeń, wystąpiły głównie transakcje sprzedaży przez członków kluczowego
personelu kierowniczego oraz bliskich osób powiązanych z kluczowym personelem kierowniczym spółek Grupy ORLEN z
podmiotami powiązanymi Grupy ORLEN w kwocie odpowiednio 1,8 mln PLN oraz 4,8 mln PLN. Największa kwota w 2022 roku
dotyczyła sprzedaży usług prawnych, a w 2021 roku sprzedaży udziałów spółki z Grupy ORLEN przez udziałowca będącego
członkiem kluczowego personelu.
Na dzień 31 grudnia 2022 roku oraz na dzień 31 grudnia 2021 roku saldo zobowiązań z tytułu dostaw i usług i pozostałych
zobowiązań z tytułu powyższych transakcji wyniosło 0,1 mln PLN w obu latach.
17.6.1. Wynagrodzenia wypłacone i należne lub potencjalnie należne członkom Zarządu, Rady Nadzorczej Jednostki
Dominującej oraz pozostałym członkom kluczowego personelu kierowniczego Jednostki Dominującej oraz
spółek Grupy ORLEN
2022
2021
Jednostka Dominująca
Krótkoterminowe świadczenia pracownicze
58,4
50,8
Świadczenia po okresie zatrudnienia
0,3
0,1
Pozostałe świadczenia długoterminowe
(0,2)
-
Świadczenia z tytułu rozwiązania stosunku pracy
0,8
0,3
Jednostki zależne
Krótkoterminowe świadczenia pracownicze
364,1
296,5
Świadczenia po okresie zatrudnienia
1,0
0,5
Pozostałe świadczenia długoterminowe
1,9
0,8
Świadczenia z tytułu rozwiązania stosunku pracy
7,5
6,5
433,8
355,5
Powyższa tabela przedstawia wynagrodzenia wypłacone, należne lub potencjalnie należne kluczowemu personelowi
kierowniczemu Jednostki Dominującej i spółek zależnych za okres sprawozdawczy.
Zasady premiowania kluczowego personelu kierowniczego Grupy ORLEN
Regulaminy dotyczące premiowania funkcjonujące dla Zarządu PKN ORLEN, dyrektorów bezpośrednio podległych Zarządowi
PKN ORLEN oraz pozostałych kluczowych stanowisk Grupy ORLEN mają wspólne podstawowe cechy. Osoby objęte wyżej
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 136 / 141
wymienionymi systemami premiowane są za realizację indywidualnych celów, wyznaczanych na początku okresu premiowego
przez Radę Nadzorczą dla Członków Zarządu oraz przez Zarząd dla pracowników kluczowego personelu kierowniczego. Systemy
Premiowania są spójne z Wartościami Koncernu, promują współpracę pomiędzy poszczególnymi pracownikami i motywują do
osiągania najlepszych wyników w skali Grupy ORLEN. Postawione cele mają charakter zarówno jakościowy, jak i ilościowy, i są
rozliczane po zakończeniu roku, na który zostały wyznaczone.
Wynagrodzenia z tytułu zakazu konkurencji i rozwiązania umowy w rezultacie odwołania z zajmowanego stanowiska
Zgodnie z umowami Członkowie Zarządu PKN ORLEN i Członkowie Zarządów spółek Grupy ORLEN zobowiązani są przez okres
6 miesięcy po rozwiązaniu umowy do powstrzymania się od działalności konkurencyjnej. W okresie tym otrzymują odszkodowanie
w wysokości 50% lub 100% sześciokrotności miesięcznego wynagrodzenia stałego, płatne w 6 równych ratach miesięcznych.
Zapisy w umowach dotyczące zakazu konkurencji po ustaniu funkcji Członka Zarządu wchodzą w życie dopiero po upływie 3
miesięcy pełnienia funkcji Członka Zarządu.
Ponadto umowy przewidują wypłatę odprawy w przypadku rozwiązania umowy lub wypowiedzenia umowy przez Spółkę, z innych
przyczyn niż naruszenie podstawowych, istotnych obowiązków wynikających z umowy, pod warunkiem pełnienia funkcji Członka
Zarządu przez okres co najmniej 12 miesięcy. Odprawa w takim przypadku wynosi trzykrotność miesięcznego wynagrodzenia
stałego.
Dyrektorzy bezpośrednio podlegli Zarządowi PKN ORLEN standardowo zobowiązani są do powstrzymania się od działalności
konkurencyjnej przez okres 6 miesięcy po rozwiązaniu umowy. W tym czasie otrzymują odszkodowanie w wysokości 50%
sześciokrotności miesięcznego wynagrodzenia zasadniczego, płatne w 6 równych ratach miesięcznych. Odprawa z tytułu
rozwiązania umowy przez Pracodawcę wynosi standardowo sześciokrotność miesięcznego wynagrodzenia zasadniczego.
17.6.2. Transakcje oraz stan rozrachunków spółek Grupy ORLEN z podmiotami powiązanymi
Sprzedaż
Zakupy
2022
2021
2022
2021
Jednostki współkontrolowane
5 204
3 156
(865)
(354)
wspólne przedsięwzięcia
4 883
2 985
(588)
(254)
wspólne działania
321
171
(277)
(100)
Pozostałe podmioty powiązane
37
-
(56)
-
5 241
3 156
(921)
(354)
Należności z tytułu dostaw i usług
oraz pozostałe należności
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług
oraz pozostałe zobowiązania
31/12/2022
31/12/2021
31/12/2022
31/12/2021
Jednostki współkontrolowane
1 398
844
389
154
wspólne przedsięwzięcia
1 291
819
167
134
wspólne działania
107
25
222
20
Pozostałe podmioty powiązane
138
-
21
-
1 536
844
410
154
Powyższe transakcje z jednostkami współkontrolowanymi obejmują głównie sprzedaż i zakupy produktów rafineryjnych
i petrochemicznych oraz usług.
Dodatkowo w 2022 roku, na podstawie złożonych oświadczeń, wystąpiły transakcje pomiędzy podmiotami, w których kluczowe
stanowiska pełniły bliskie osoby powiązane z kluczowym personelem kierowniczym Jednostki Dominującej oraz spółek Grupy ORLEN, a
podmiotami Grupy ORLEN.
W 2022 roku oraz na dzień 31 grudnia 2022 roku Grupa zidentyfikowała następujące transakcje:
sprzedaż wyniosła odpowiednio 2 mln PLN,
zakup wyniósł odpowiednio (10) mln,
saldo należności wyniosło 0,2 mln PLN,
saldo zobowiązań wyniosło 3 mln PLN.
Powyższe transakcje dotyczyły głównie zakupu i sprzedaży paliw, dodatku do paliw, oleju napędowego, energii cieplnej, granulatu
oraz folii.
Dodatkowo w 2022 roku, na podstawie złożonego oświadczenia osoby zarządzającej, zostało wskazane powiązanie w zakresie
posiadanych udziałów w podmiocie powiązanym, wykazanym przez bliską osobę członka kluczowego personelu Grupy ORLEN.
Liczba udziałów wykazana na dzień 31 grudnia 2022 roku wyniosła 8000 sztuk o wartości nominalnej 0,8 mln PLN.
W 2022 roku i w 2021 roku w Grupie nie wystąpiły transakcje zawarte z podmiotami powiązanymi na warunkach innych niż
rynkowe.
17.6.3. Transakcje z jednostkami powiązanymi ze Skarbem Państwa
Jednostką dominującą najwyższego szczebla sporządzającą skonsolidowane sprawozdanie finansowe jest PKN ORLEN S.A., w którym
największym akcjonariuszem na dzień 31 grudnia 2022 roku jest Skarb Państwa posiadający 49,9% udziałów. Na dzień 31 grudnia 2021
roku Skarb Państwa był właścicielem 27,52% akcji Jednostki Dominującej Grupy ORLEN - PKN ORLEN.
Grupa zidentyfikowała transakcje z podmiotami powiązanymi, będącymi równocześnie jednostkami powiązanymi ze Skarbem
Państwa w oparciu o „Wykaz spółek z udziałem Skarbu Państwa” udostępniany przez Kancelarię Prezesa Rady Ministrów.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 137 / 141
W 2022 i w 2021 roku oraz na dzień 31 grudnia 2022 i na dzień 31 grudnia 2021 roku Grupa zidentyfikowała następujące
transakcje:
2022
2021
Sprzedaż
13 514
4 953
Zakupy
(32 372)
(9 653)
31/12/2022
31/12/2021
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności
2 378
687
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
3 652
1 571
Powyższe transakcje, przeprowadzone na warunkach rynkowych, związane były głównie z bieżącą działalnością operacyjną Grupy
ORLEN i dotyczyły głównie sprzedaży paliw, zakupu i sprzedaży gazu ziemnego, energii, usług transportowych i magazynowania.
Dodatkowo występowały również transakcje o charakterze finansowym (kredyty, opłaty bankowe, prowizje) z Bankiem
Gospodarstwa Krajowego.
17.7. Wynagrodzenie wynikające z umowy z podmiotem uprawnionym do badania sprawozdań finansowych
2022
2021
Jednostka Dominująca
7,6
3,9
Badanie sprawozdań finansowych
4,3
1,6
Inne usługi poświadczające:
3,3
2,3
przeglądy sprawozdań finansowych
0,7
0,7
pozostałe usługi
2,6
1,6
Jednostki zależne Grupy Kapitałowej
6,0
4,6
Badanie sprawozdań finansowych
5,5
4,2
Inne usługi poświadczające:
0,5
0,4
przeglądy sprawozdań finansowych
0,3
0,2
pozostałe usługi
0,2
0,2
13,6
8,5
W okresie objętym niniejszym skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym podmiotem uprawnionym do badania
skonsolidowanego sprawozdania finansowego Grupy był Deloitte Audyt spółka z ograniczoną odpowiedzialnością spółka
komandytowa (Deloitte).
Deloitte Audyt spółka z ograniczoną odpowiedzialnością spółka komandytowa począwszy od I kwartału 2017 roku wykonuje
przeglądy śródrocznych oraz badania jednostkowych sprawozdań finansowych PKN ORLEN i skonsolidowanych sprawozdań
finansowych Grupy. Deloitte Audyt spółka z ograniczoną odpowiedzialnością spółka komandytowa została wybrana do
przeprowadzenia przeglądów śródrocznych sprawozdań finansowych oraz badania jednostkowych sprawozdań finansowych PKN
ORLEN i skonsolidowanych sprawozdań finansowych Grupy:
uchwałą Rady Nadzorczej Nr 2071/18 z dnia 20 grudnia 2018 roku zmienioną uchwałą Nr 2103/19 z dnia 25 stycznia 2019
roku za lata 2019-2021 oraz
uchwałą Rady Nadzorczej Nr 2698/21 z dnia 29 listopada 2021 roku i Uchwałą Nr 3031/2023 z dnia 23 lutego 2023 roku za
lata obrotowe 2022-2024.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 138 / 141
18. WYDARZENIA PO ZAKOŃCZENIU OKRESU SPRAWOZDAWCZEGO
18.1. Zakup części aktywów petrochemicznych
W dniu 1 stycznia 2023 roku Grupa sfinalizowała przejęcie biznesu związanego z produkcją i sprzedażą LDPE od największego
krajowego wytwórcy tworzyw sztucznych Basell ORLEN Polyolefins sp z o.o. (wspólne przedsięwzięcie, w którym PKN ORLEN i
Lyondell Basell Industries posiadają po 50% udziałów) oraz Basell ORLEN Polyolefins Sprzedaż sp. z o.o. (w której 100% udziałów
posiada Basell ORLEN Polyolefins sp z o.o.). Jest ona związana z produkcją i sprzedażą polietylenu LDPE, a także obsługą
klientów na polskim rynku. Zgodę na przeprowadzenie transakcji wydały urzędy antymonopolowe w Polsce i Holandii. Zdolności
wytwórcze przejętych aktywów wynoszą 100 tys. ton rocznie, co oznacza, że PKN ORLEN samodzielnie, jako jedyny w Polsce
wytwórca polietylenu LDPE, pokryje ok. 1/3 krajowego zapotrzebowania na ten produkt.
Polietylen niskiej gęstości (LDPE) jest powszechnie stosowany do produkcji wyrobów konsumenckich i przemysłowych, z którego
powstają m.in. folie, worki, kanistry, opakowania do żywności, a także elementy urządzeń elektronicznych, np. przewody i kable.
Jest to produkt w pełni podlegający recyclingowi, który odgrywa ważną rolę w gospodarce obiegu zamkniętego.
Po transakcji spółka Basell ORLEN Polyolefins sp. z o.o. nadal będzie rozwijała produkcję i sprzedaż polietylenu HDPE, czyli
wysokiej gęstości oraz polipropylenu.
Nabycie biznesu związanego z produkcją i sprzedażą LDPE wpisuje się w strategię realizowaną przez Grupę. Grupa obserwuje
dynamiczny wzrost popytu na produkty petrochemiczne na światowych rynkach, a według prognoz, do 2030 roku wartość rynku
petrochemikaliów i bazowych tworzyw sztucznych ma się podwoić. Grupa dąży więc do zwiększenia swojego udziału w tym
perspektywicznym biznesie i umocnienia swojej pozycji jako czołowego producenta produktów petrochemicznych w Europie, co
umożliwi jej zwiększenie generowanych przez nią zysków.
Tymczasowe rozliczenie transakcji
Nabycie biznesu związanego z produkcją i sprzedażą LDPE rozliczane jest metodą przejęcia zgodnie z MSSF 3 Połączenia
jednostek.
Na dzień sporządzenia niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego rozliczenie księgowe połączenia nie zostało
zakończone, w szczególności finalizowany jest obecnie proces wyceny do wartości godziwej przejętych aktywów netto przez
zewnętrznych ekspertów. W związku z tym, Grupa zaprezentowała tymczasowe wartości możliwych do zidentyfikowania aktywów i
zobowiązań, które odpowiadają ich wartościom godziwym na dzień połączenia oszacowanym na bazie dotychczasowych prac
przeprowadzonych przez zewnętrznych ekspertów, które obecnie są przedmiotem weryfikacji przez Grupę, w związku z czym mogą
jeszcze ulec zmianie. Grupa planuje dokonać ostatecznego rozliczenia transakcji nabycia w okresie 12 miesięcy od dnia połączenia.
Wartość tymczasowa możliwych do zidentyfikowania głównych pozycji nabytych aktywów i zobowiązań na dzień nabycia
przedstawia się następująco
01/01/2023
Nabyte aktywa
A
264
Aktywa trwałe
135
Rzeczowe aktywa trwałe
120
Wartości niematerialne
3
Aktywa z tytułu praw do użytkowania
3
Aktywa z tytułu podatku odroczonego
9
Aktywa obrotowe
129
Zapasy
56
Środki pieniężne
73
Przejęte zobowiązania
B
4
Zobowiązania długoterminowe i krótkoterminowe
4
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
3
Rezerwy
1
Tymczasowa wartość aktywów netto
C = A - B
260
Wartość godziwa przekazanej zapłaty z tytułu nabycia (Środki pieniężne zapłacone)
D
287
Wartość wcześniej istniejących powiązań
E
71
Wartość firmy
F = D - C + E
98
Wypływ środków pieniężnych netto związany z nabyciem biznesu związanego z produkcją i sprzedażą LDPE, będący różnicą
pomiędzy przejętymi środkami pieniężnymi netto (ujętymi jako przepływy pieniężne z działalności inwestycyjnej) a zapłaconymi
środkami pieniężnymi przekazanymi w ramach zapłaty, wyniósł 214 mln PLN.
Rozpoznana w ramach rozliczenia połączenia tymczasowa wartość firmy przedstawia wartość aktywów, których nie można było
ująć odrębnie zgodnie z wymogami MSR 38 - Wartości niematerialne, w tym w szczególności:
a) możliwość wzrostu sprzedaży i zysków dla Grupy,
b) umocnienie pozycji rynkowej na rynku petrochemikaliów i bazowych tworzyw sztucznych (wyłączny producent polietylenu
niskiej gęstości w Polsce)
c) istniejący potencjał produkcji i sprzedaży LDPE dla przyszłych klientów oraz dostęp do zorganizowanej siły roboczej.
18.2. Transakcja nabycia spółki REMAQ s.r.o
W dniu 2 stycznia 2023 roku ORLEN Unipetrol RPA s.r.o. nabyła 100% udziałów w REMAQ s.r.o. (REMAQ) z siedzibą
w Otrokovicach w Czechach. REMAQ to czołowa spółka w rejonie środkowo-wschodniej Europy koncentrująca swoją podstawową
działalność na działaniach recyklingu chemicznego i mechanicznego. Grupa dzięki nabyciu spółki REMAQ będzie mogła
efektywnie pozyskiwać i przetwarzać odpadowe tworzywa sztuczne i bioodpady oraz produkować z nich nowe produkty
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 139 / 141
petrochemiczne i biopaliwa. Przejęcie firmy REMAQ umożliwi rozszerzenie kompetencji Grupy w zakresie recyklingu
mechanicznego i jest efektem realizowanej w Grupie strategii której celem jest osiągnięcie odpowiedniego poziomu mocy
recyklingu tworzyw sztucznych i odpadów naturalnych i powiązanie wszystkich metod recyklingu odpadów i stworzenie w pełni
funkcjonalnego łańcucha, w którym samorządy lokalne, dystrybutorzy odpadów i końcowi przetwórcy będą efektywnie
współpracować.
Tymczasowe rozliczenie transakcji
Nabycie udziałów w REMAQ rozliczane jest metodą przejęcia zgodnie z MSSF 3 Połączenia jednostek.
Na dzień sporządzenia niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego rozliczenie księgowe połączenia nie zostało
zakończone, a proces wyceny do wartości godziwej przejętych aktywów netto jest na bardzo wczesnym etapie. W związku z tym, Grupa
zaprezentowała tymczasowe wartości możliwych do zidentyfikowania aktywów i zobowiązań, które odpowiadają ich wartościom
księgowym na dzień połączenia. W szczególności Grupa zdecydowała o zaangażowaniu niezależnych ekspertów w celu
przeprowadzenia wyceny do wartości godziwej nabytych aktywów i przejętych zobowiązań. Wycena ta jest obecnie przeprowadzona
przez zewnętrznych ekspertów i wpłynie na ostateczną wartość godziwą prezentowanych aktywów netto w ramach rozliczenia. Grupa
planuje dokonać ostatecznego rozliczenia transakcji nabycia w okresie 12 miesięcy od dnia połączenia.
Wartość tymczasowa możliwych do zidentyfikowania głównych pozycji nabytych aktywów i zobowiązań w związku z połączeniem
na dzień przejęcia przedstawia się następująco:
01/01/2023
Nabyte aktywa
A
117
Aktywa trwałe
30
Rzeczowe aktywa trwałe
11
Aktywa z tytułu praw do użytkowania
18
Pozostałe aktywa
2
Aktywa obrotowe
87
Zapasy
27
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności
22
Pozostałe aktywa finansowe
2
Środki pieniężne
36
Przejęte zobowiązania
B
44
Zobowiązania długoterminowe
25
Kredyty
5
Zobowiązania z tytułu podatku odroczonego
2
Zobowiązania z tytułu leasingu
17
Zobowiązania krótkoterminowe
19
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
15
Kredyty
1
Pozostałe zobowiązania
3
Tymczasowa wartość aktywów netto
C=A-B
73
Wartość aktywów netto przypadających na akcjonariuszy jednostki dominującej
D
73
Udział % w kapitale zakładowym
E
100%
Wartość udziałów wycenionych proporcjonalnie do udziału w aktywach netto
F=D*E
73
Wartość godziwa przekazanej zapłaty z tytułu przejęcia (Środki pieniężne zapłacone)
G
291
Tymczasowa wartość firmy
I=G-F
218
Wypływ środków pieniężnych netto związany z nabyciem REMAQ, będący różnicą pomiędzy przejętymi środkami pieniężnymi
netto (ujętymi jako przepływy pieniężne z działalności inwestycyjnej) a zapłaconymi środkami pieniężnymi przekazanymi w ramach
zapłaty, wyniósł 255 mln PLN.
Grupa oczekuje że w wyniku procesu rozliczenia ceny nabycia, tymczasowo ustalona wartość firmy w kwocie 218 mln PLN ulegnie
obniżeniu, gdyż znaczna jej część zostanie zaalokowana na inne składniki aktywów w wyniku prowadzonego przez niezależnych
rzeczoznawców procesu wyceny do wartości godziwej rzeczowych aktywów trwałych. Pozostała część wartości firmy dotyczy
oczekiwanych korzyści i synergii w Grupie w ramach realizowanej strategii, której celem jest osiągnięcie odpowiedniego poziomu
mocy recyklingu tworzyw sztucznych i odpadów naturalnych.
18.3. Pomoc dla sektorów energochłonnych
PKN ORLEN, Anwil i Rafineria Gdańska złożyły wnioski do Narodowego Funduszu Ochrony Środowiska i Gospodarki Wodnej o
udzielenie pomocy w ramach programu przyjętego uchwałą Rady Ministrów nr 1/2023 z dnia 03.01.2023 pod nazwą „Pomoc dla
sektorów energochłonnych związana z nagłymi wzrostami cen gazu ziemnego i energii elektrycznej w 2022 r.” Wnioski zostały
pozytywnie rozpatrzone i w dniu 9 marca 2023 roku zostały zawarte umowy o udzielenie pomocy:
PKN ORLEN w kwocie 12 715 035,53 PLN,
Rafineria Gdańska w kwocie 6 019 364,47 PLN
Anwil w kwocie 118 121 797,59 PLN.
Udział PKN ORLEN w przyznanej kwocie rekompensaty dla Rafinerii Gdańskiej w wyniku realizowanego wspólnego działania
wyniesie 70%.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2022 140 / 141
18.4. Istotne finansowania bankowe
W dniu 9 stycznia 2023 PKN ORLEN podpisał aneks do umowy kredytowej z Caixa Bankiem zwiększając dostępność kwoty z 50
mln EUR do 100 mln EUR oraz w dniu 31 marca 2023 roku PKN ORLEN podpisał aneks do umowy kredytowej z Banku
Gospodarstwa Krajowego zwiększając dostępność kwoty z 1,1 mld PLN do 2 mld PLN. Na dzień zatwierdzenia niniejszego
skonsolidowanego sprawozdania finansowego finansowania te nie zostały uruchomione.
Po zakończeniu okresu sprawozdawczego nie wystąpiły dodatkowe zdarzenia poza ujawnionymi w niniejszym skonsolidowanym
sprawozdaniu finansowym, które wymagałyby ujęcia lub ujawnienia.
GRUPA ORLEN
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE ZA ROK 2022 141 / 141
Niniejsze skonsolidowane sprawozdanie finansowe zostało zatwierdzone przez Zarząd Jednostki Dominującej w dniu 27 kwietnia
2023 roku.
………………………..…………..
Daniel Obajtek
Prezes Zarządu
………………………..…………..
Armen Artwich
Członek Zarządu
………………………..…………..
Adam Burak
Członek Zarządu
………………………..…………..
Patrycja Klarecka
Członek Zarządu
………………………..…………..
Krzysztof Nowicki
Członek Zarządu
………………………..…………..
Robert Perkowski
Członek Zarządu
………………………..…………..
Michał Róg
Członek Zarządu
………………………..…………..
Piotr Sabat
Członek Zarządu
………………………..…………..
Jan Szewczak
Członek Zarządu
………………………..…………..
Iwona Waksmundzka-Olejniczak
Członek Zarządu
………………………..…………..
Józef Węgrecki
Członek Zarządu