259400VVMM70CQREJT742023-01-012023-12-31259400VVMM70CQREJT742022-01-012022-12-31iso4217:PLNxbrli:sharesiso4217:PLN259400VVMM70CQREJT742023-12-31259400VVMM70CQREJT742022-12-31259400VVMM70CQREJT742022-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember259400VVMM70CQREJT742022-12-31ifrs-full:SharePremiumMember259400VVMM70CQREJT742022-12-31ifrs-full:TreasurySharesMember259400VVMM70CQREJT742022-12-31orlen:ReserveOfHedgeAccountingMember259400VVMM70CQREJT742022-12-31orlen:RevaluationReserveMember259400VVMM70CQREJT742022-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember259400VVMM70CQREJT742022-12-31ifrs-full:RetainedEarningsMember259400VVMM70CQREJT742022-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember259400VVMM70CQREJT742022-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember259400VVMM70CQREJT742023-01-012023-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember259400VVMM70CQREJT742023-01-012023-12-31ifrs-full:SharePremiumMember259400VVMM70CQREJT742023-01-012023-12-31ifrs-full:TreasurySharesMember259400VVMM70CQREJT742023-01-012023-12-31orlen:ReserveOfHedgeAccountingMember259400VVMM70CQREJT742023-01-012023-12-31orlen:RevaluationReserveMember259400VVMM70CQREJT742023-01-012023-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember259400VVMM70CQREJT742023-01-012023-12-31ifrs-full:RetainedEarningsMember259400VVMM70CQREJT742023-01-012023-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember259400VVMM70CQREJT742023-01-012023-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember259400VVMM70CQREJT742023-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember259400VVMM70CQREJT742023-12-31ifrs-full:SharePremiumMember259400VVMM70CQREJT742023-12-31ifrs-full:TreasurySharesMember259400VVMM70CQREJT742023-12-31orlen:ReserveOfHedgeAccountingMember259400VVMM70CQREJT742023-12-31orlen:RevaluationReserveMember259400VVMM70CQREJT742023-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember259400VVMM70CQREJT742023-12-31ifrs-full:RetainedEarningsMember259400VVMM70CQREJT742023-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember259400VVMM70CQREJT742023-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember259400VVMM70CQREJT742021-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember259400VVMM70CQREJT742021-12-31ifrs-full:SharePremiumMember259400VVMM70CQREJT742021-12-31ifrs-full:TreasurySharesMember259400VVMM70CQREJT742021-12-31orlen:ReserveOfHedgeAccountingMember259400VVMM70CQREJT742021-12-31orlen:RevaluationReserveMember259400VVMM70CQREJT742021-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember259400VVMM70CQREJT742021-12-31ifrs-full:RetainedEarningsMember259400VVMM70CQREJT742021-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember259400VVMM70CQREJT742021-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember259400VVMM70CQREJT742021-12-31259400VVMM70CQREJT742022-01-012022-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember259400VVMM70CQREJT742022-01-012022-12-31ifrs-full:SharePremiumMember259400VVMM70CQREJT742022-01-012022-12-31ifrs-full:TreasurySharesMember259400VVMM70CQREJT742022-01-012022-12-31orlen:ReserveOfHedgeAccountingMember259400VVMM70CQREJT742022-01-012022-12-31orlen:RevaluationReserveMember259400VVMM70CQREJT742022-01-012022-12-31ifrs-full:ReserveOfExchangeDifferencesOnTranslationMember259400VVMM70CQREJT742022-01-012022-12-31ifrs-full:RetainedEarningsMember259400VVMM70CQREJT742022-01-012022-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember259400VVMM70CQREJT742022-01-012022-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
2 / 147
WYBRANE DANE ZA 2023 ROK
GRUPA ORLEN
▪ EBITDA 42 256 mln PLN
▪ EBIT 28 056 mln PLN
▪ Zysk netto 20 727 mln PLN
▪ Aktywa 264 178 mln PLN
▪ CAPEX 32 614 mln PLN
▪ Kapitał własny 153 180 mln PLN
▪ Kapitał własny przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej
152 082 mln PLN
▪ Liczba akcji 1 160 942 049
▪ Kapitał własny na 1 akcję 131,94 PLN
▪ Kapitał własny na 1 akcję przypadający akcjonariuszom jednostki
dominującej 131,00 PLN
▪ Wypłata dywidendy za rok 2022: 6 385 mln PLN / 5,5 PLN na akcję
▪ Dług netto 1 807 mln PLN
▪ Dług netto/EBITDA 0,02
RAFINERIA
PETROCHEMIA
▪ Przychody ze sprzedaży 156 100 mln PLN
▪ EBITDA 7 947 mln PLN
▪ EBIT 6 454 mln PLN
▪ Aktywa 68 756 mln PLN
▪ CAPEX 7 493 mln PLN
▪ Przychody ze sprzedaży 18 857 mln PLN
▪ EBITDA (10 662) mln PLN
▪ EBIT (11 818) mln PLN
▪ Aktywa 16 543 mln PLN
▪ CAPEX 5 860 mln PLN
ENERGETYKA
DETAL
▪ Przychody ze sprzedaży 48 560 mln PLN
▪ EBITDA 3 863 mln PLN
▪ EBIT 1 517 mln PLN
▪ Aktywa 57 656 mln PLN
▪ CAPEX 6 099 mln PLN
▪ Przychody ze sprzedaży 57 157 mln PLN
▪ EBITDA 2 125 mln PLN
▪ EBIT 1 114 mln PLN
▪ Aktywa 14 689 mln PLN
▪ CAPEX 1 991 mln PLN
WYDOBYCIE
GAZ
▪ Przychody ze sprzedaży 158 924 mln PLN
▪ EBITDA 44 404 mln PLN
▪ EBIT 42 182 mln PLN
▪ Aktywa 124 247 mln PLN
▪ CAPEX 5 204 mln PLN
▪ Przychody ze sprzedaży 19 963 mln PLN
▪ EBITDA (3 705) mln PLN
▪ EBIT (9 307) mln PLN
▪ Aktywa 39 578 mln PLN
▪ CAPEX 5 532 mln PLN
EBIT - zysk/(strata) z działalności operacyjnej
EBITDA - zysk/(strata) z działalności operacyjnej powiększony o amortyzację
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.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
3 / 147
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 ............................................................................................ 14
5. WPŁYW ZMIAN STANDARDÓW MSSF NA SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ...................................... 16
5.1. Reforma wskaźnika referencyjnego stóp procentowych (Reforma IBOR) ........................................................................................................................................... 16
5.2. Międzynarodowa reforma podatkowa - Drugi Filar ................................................................................................................................................................................... 19
6. RÓŻNICE POMIĘDZY DANYMI UJAWNIONYMI W NINIEJSZYM SKONSOLIDOWANYM SPRAWOZDANIU FINANSOWYM A
OPUBLIKOWANYMI W SKONSOLIDOWANYM RAPORCIE KWARTALNYM ZA IV KWARTAŁ 2023 ............................................................... 21
7. STRUKTURA GRUPY ORLEN ORAZ JEJ ZMIANY ................................................................................................................................................ 23
7.1. Struktura Grupy ............................................................................................................................................................................................................................................... 23
7.2. Zmiany w strukturze udziałowej Grupy ORLEN od 1 stycznia do 31 grudnia 2023 ........................................................................................................................... 27
7.3. Rozliczenie transakcji nabycia akcji i udziałów zgodnie z MSSF 3 Połączenia jednostek................................................................................................................. 29
SYTUACJA FINANSOWA GRUPY .................................................................................................................................................................................. 41
8. WPŁYW KONFLIKTÓW ZBROJNCH NA DZIAŁALNOŚĆ OPERACYJNĄ I FINANSOWĄ GRUPY .................................................................... 41
9. WYNIKI FINANSOWE I OPERACYJNE ................................................................................................................................................................... 43
DANE SEGMENTOWE ..................................................................................................................................................................................................... 46
10. SEGMENTY DZIAŁALNOŚCI ................................................................................................................................................................................... 46
11. PRZYCHODY, KOSZTY, WYNIKI FINANSOWE, ZWIĘKSZENIA AKTYWÓW TRWAŁYCH ................................................................................ 47
12. AKTYWA W PODZIALE NA SEGMENTY OPERACYJNE I OBSZARY GEOGRAFICZNE ................................................................................... 48
12.1. Aktywa w podziale na segmenty operacyjne ............................................................................................................................................................................................. 48
12.2. Aktywa trwałe w podziale na obszary geograficzne ................................................................................................................................................................................. 48
NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SKONSOLIDOWANEGO SPRAWOZDANIA FINANSOWEGO ....................................................................................... 49
13. NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SPRAWOZDANIA Z ZYSKÓW LUB STRAT I INNYCH CAŁKOWITYCH DOCHODÓW ........................................ 49
13.1. Przychody ze sprzedaży ................................................................................................................................................................................................................................ 49
13.2. Przychody ze sprzedaży według segmentów operacyjnych w podziale na asortymenty ................................................................................................................. 51
13.3. Podział geograficzny przychodów ze sprzedaży - zaprezentowany według kraju siedziby zleceniodawcy .................................................................................. 52
13.4. Przychody z tytułu umów z klientami według kryterium rodzaju umowy ............................................................................................................................................... 52
13.5. Przychody z tytułu umów z klientami według terminu przekazania ....................................................................................................................................................... 52
13.6. Przychody z tytułu umów z klientami według okresu obowiązywania umowy ..................................................................................................................................... 53
13.7. Przychody z tytułu umów z klientami według kanałów sprzedaży ......................................................................................................................................................... 54
13.8. Rekompensaty do cen energii i gazu .......................................................................................................................................................................................................... 54
13.9. Koszty ................................................................................................................................................................................................................................................................ 55
13.10. Pozostałe przychody operacyjne.................................................................................................................................................................................................................. 56
13.11. Pozostałe koszty operacyjne ......................................................................................................................................................................................................................... 56
13.12. Przychody i koszty finansowe ....................................................................................................................................................................................................................... 58
13.13. (Strata)/odwrócenie straty z tytułu utraty wartości należności handlowych oraz pozostałych aktywów finansowych .................................................................. 59
13.14. Podatek dochodowy ....................................................................................................................................................................................................................................... 59
14. NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SPRAWOZDANIA Z SYTUACJI FINANSOWEJ ....................................................................................................... 63
14.1. Rzeczowe aktywa trwałe ............................................................................................................................................................................................................................... 63
14.2. Wartości niematerialne oraz wartość firmy ................................................................................................................................................................................................. 66
14.3. Inwestycje w jednostkach współkontrolowanych i stowarzyszonych .................................................................................................................................................... 68
14.4. Utrata wartości rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, wartości firmy i aktywów z tytułu praw do użytkowania ......................................... 74
14.5. Kapitał pracujący netto ................................................................................................................................................................................................................................... 87
14.6. Środki pieniężne .............................................................................................................................................................................................................................................. 91
14.7. Kredyty, pożyczki i obligacje .......................................................................................................................................................................................................................... 92
14.8. Dług netto i zarządzanie kapitałem .............................................................................................................................................................................................................. 95
14.9. Kapitał własny .................................................................................................................................................................................................................................................. 95
14.10. Instrumenty pochodne oraz pozostałe aktywa i zobowiązania .............................................................................................................................................................. 99
14.11. Rezerwy .......................................................................................................................................................................................................................................................... 102
15. NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SPRAWOZDANIA Z PRZEPŁYWÓW PIENIĘŻNYCH............................................................................................. 107
15.1. Zysk/(Strata) z tytułu różnic kursowych ..................................................................................................................................................................................................... 107
15.2. Odsetki netto .................................................................................................................................................................................................................................................. 107
15.3. (Zysk)/Strata na działalności inwestycyjnej ............................................................................................................................................................................................... 107
15.4. Zmiana stanu rezerw .................................................................................................................................................................................................................................... 107
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
4 / 147
15.5. Pozostałe korekty .......................................................................................................................................................................................................................................... 108
15.6. Podatek dochodowy (zapłacony) ............................................................................................................................................................................................................... 108
15.7. Wpływy ze sprzedaży akcji/udziałów w związku z realizacją Środków Zaradczych oraz zbycie 30% udziałów w Rafinerii Gdańskiej .................................. 108
15.8. Dywidendy ...................................................................................................................................................................................................................................................... 108
15.9. Nabycie akcji i udziałów pomniejszone o środki pieniężne .................................................................................................................................................................... 108
16. NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO INSTRUMENTÓW FINANSOWYCH ORAZ RYZYKA FINANSOWEGO ................................................................ 109
16.1. Kategorie i klasy instrumentów finansowych ............................................................................................................................................................................................ 111
16.2. Pozycje dochodów, kosztów, zysków lub strat i innych całkowitych dochodów ................................................................................................................................ 112
16.3. Ustalanie wartości godziwej ........................................................................................................................................................................................................................ 112
16.4. Rachunkowość zabezpieczeń .................................................................................................................................................................................................................... 113
16.5. Identyfikacja ryzyka ....................................................................................................................................................................................................................................... 121
17. POZOSTAŁE NOTY OBJAŚNIAJĄCE ................................................................................................................................................................... 130
17.1. Posiadane koncesje...................................................................................................................................................................................................................................... 130
17.2. Leasing ............................................................................................................................................................................................................................................................ 130
17.3. Poniesione nakłady inwestycyjne oraz przyszłe zobowiązania z tytułu podpisanych kontraktów inwestycyjnych ..................................................................... 134
17.4. Aktywa i zobowiązania warunkowe ........................................................................................................................................................................................................... 134
17.5. Zabezpieczenia akcyzowe .......................................................................................................................................................................................................................... 141
17.6. Transakcje z podmiotami powiązanymi .................................................................................................................................................................................................... 141
17.7. Wynagrodzenie wynikające z umowy z podmiotem uprawnionym do badania sprawozdań finansowych ................................................................................. 143
18. WYDARZENIA PO ZAKOŃCZENIU OKRESU SPRAWOZDAWCZEGO ............................................................................................................. 144
18.1. Finalizacja przejęcia stacji paliw w Austrii ................................................................................................................................................................................................. 144
18.2. Transakcja nabycia spółki KUFPEC Norway AS .................................................................................................................................................................................... 144
18.3. Zbycie Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych ............................................................................................................................................................... 145
18.4. Powołanie spółki Baltic Offshore Service Solution Sp. z o.o. ................................................................................................................................................................ 145
18.5. Transakcja nabycia 100% udziałów spółki Farma Wiatrowa Szybowice sp. z o.o. .......................................................................................................................... 146
18.6. Wcześniejszy wykup obligacji przez B8 Sp. z o.o. BALTIC S.K.A. ...................................................................................................................................................... 146
18.7. Transakcja nabycia 50% udziałów spółki Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. ........................................................................................................................................ 146
18.8. Transakcja nabycia 100% udziałów spółki Wena Projekt 2 Sp. z o.o. ................................................................................................................................................ 146
18.9. Podpisanie umowy nabycia działalności projektowej i inżynieryjnej od spółek UNIS i UNIS Power ............................................................................................. 146
fl
oa
t-
rig
ht
toc-row
float-left
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
5 / 147
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z ZYSKÓW LUB STRAT I INNYCH CAŁKOWITYCH DOCHODÓW
2023
2022
(dane
NOTA
przekształcone)
Przychody ze sprzedaży
11, 13.1, 13.2, 13.3
372 767
282 415
Koszt własny sprzedaży
13.9
(311 847)
(224 762)
Zysk brutto ze sprzedaży
60 920
57 653
Koszty sprzedaży
(16 119)
(11 128)
Koszty ogólnego zarządu
(5 635)
(3 584)
Pozostałe przychody operacyjne
13.10
17 248
20 536
Pozostałe koszty operacyjne
13.11
(26 523)
(15 102)
(Strata) z tytułu utraty wartości należności handlowych
13.13
(218)
(309)
Udział w wyniku finansowym jednostek wycenianych metodą praw własności
14.3
(1 617)
284
Zysk z działalności operacyjnej
28 056
48 350
Przychody finansowe
13.12.1
4 457
2 265
Koszty finansowe
13.12.2
(2 149)
(2 770)
Przychody i koszty finansowe netto
2 308
(505)
(Strata) z tytułu utraty wartości pożyczek, odsetek od należności handlowych i
depozytów zabezpieczających
13.13
(50)
(14)
Zysk przed opodatkowaniem
30 314
47 831
Podatek dochodowy
13.14
(9 587)
(8 012)
Zysk netto
20 727
39 819
Inne całkowite dochody:
które nie zostaną następnie przeklasyfikowane na zyski lub straty
(167)
65
wycena nieruchomości inwestycyjnych do wartości godziwej na
1
8
moment przeklasyfikowania
zyski i straty aktuarialne
14.11.2
(214)
61
zyski i straty z tytułu inwestycji w instrumenty kapitałowe
wyceniane w wartości godziwej przez inne całkowite
3
9
dochody
podatek odroczony
43
(13)
które zostaną przeklasyfikowane na zyski lub straty
(4 118)
6 025
instrumenty pochodne zabezpieczające przepływy pieniężne
16.4
(2 017)
5 917
koszty zabezpieczenia
16.4
411
883
różnice kursowe z przeliczenia jednostek działających
(2 880)
590
za granicą
podatek odroczony
368
(1 365)
(4 285)
6 090
Całkowite dochody netto
16 442
45 909
Zysk netto przypadający na
20 727
39 819
akcjonariuszy jednostki dominującej
20 680
39 677
akcjonariuszy/udziałowców niekontrolujących
47
142
Całkowite dochody netto przypadające na
16 442
45 909
akcjonariuszy jednostki dominującej
16 397
45 763
akcjonariuszy/udziałowców niekontrolujących
45
146
Zysk netto na jedną akcję przypadający akcjonariuszom jednostki dominującej (w PLN na akcję)
podstawowy
17,81
34,18
rozwodniony
17,81
34,18
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
6 / 147
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z SYTUACJI FINANSOWEJ
31/12/2023
31/12/2022
(dane
NOTA
przekształcone)
AKTYWA
Aktywa trwałe
Rzeczowe aktywa trwałe
14.1
134 685
136 383
Wartości niematerialne oraz wartość firmy
14.2
14 150
11 192
Aktywa z tytułu praw do użytkowania
17.2.1
13 486
12 438
Inwestycje wyceniane metodą praw własności
14.3
2 170
3 390
Aktywa z tytułu podatku odroczonego
13.14.2
991
3 537
Instrumenty pochodne
14.10.1
1 682
1 572
Pozostałe aktywa
14.10.1
3 631
5 867
170 795
174 379
Aktywa obrotowe
Zapasy
14.5.1
32 794
44 304
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności
14.5.2
39 722
37 934
Należności z tytułu podatku dochodowego
1 417
1 036
Środki pieniężne
14.6
13 282
21 046
Instrumenty pochodne
14.10.1
2 617
3 905
Aktywa przeznaczone do sprzedaży
242
3
Pozostałe aktywa
14.10.1
3 309
30 570
93 383
138 798
Aktywa razem
264 178
313 177
PASYWA
KAPITAŁ WŁASNY
Kapitał podstawowy
14.9.1
1 974
1 974
Kapitał z emisji akcji powyżej ich wartości nominalnej
14.9.2
46 405
46 405
Akcje własne
14.9.3
(2)
(2)
Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń
16.4
3 767
5 005
Kapitał z aktualizacji wyceny
(1)
(5)
Różnice kursowe z przeliczenia jednostek działających za granicą
(179)
2 701
Zyski zatrzymane
14.9.4
100 118
85 992
Kapitał własny przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej
152 082
142 070
Kapitał własny przypadający udziałom niekontrolującym
14.9.5
1 098
1 040
Kapitał własny razem
153 180
143 110
ZOBOWIĄZANIA
Zobowiązania długoterminowe
Kredyty, pożyczki i obligacje
14.7
10 671
11 973
Rezerwy
14.11
10 165
8 206
Zobowiązania z tytułu podatku odroczonego
13.14.2
10 337
9 822
Instrumenty pochodne
14.10.2
241
4 681
Zobowiązania z tytułu leasingu
17.2.1
9 343
8 131
Pozostałe zobowiązania
14.10.2
859
4 444
41 616
47 257
Zobowiązania krótkoterminowe
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
14.5.3
41 509
40 217
Zobowiązania z tytułu leasingu
17.2.1
1 386
1 405
Zobowiązania z tytułu umów z klientami
14.5.4
1 818
1 671
Kredyty, pożyczki i obligacje
14.7
4 496
7 252
Rezerwy
14.11
11 467
12 841
Zobowiązania z tytułu podatku dochodowego
2 331
14 603
Instrumenty pochodne
14.10.2
1 797
13 403
Pozostałe zobowiązania
14.10.2
4 578
31 418
69 382
122 810
Zobowiązania razem
110 998
170 067
Pasywa razem
264 178
313 177
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
7 / 147
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE ZE ZMIAN W KAPITALE WŁASNYM
Kapitał z
Różnice
Kapitał
emisji
Kapitał z
Kapitał
kursowe z
Kapitał własny
własny
Kapitał
akcji
Akcje
tytułu
z
przeliczenia
Zyski
przypadający
Kapitał własny
razem
podstawowy
powyżej
własne
stosowania
aktualizacji
jednostek
zatrzymane
akcjonariuszom
przypadający
ich
rachunkowości
wyceny
działających
jednostki
udziałom
wartości
zabezpieczeń
za granicą
dominującej
niekontrolującym
nominalnej
NOTA
14.9.1
14.9.2
14.9.3
16.4
14.9.4
14.9.5
01/01/2023
1 974
46 405
(2)
5 005
(5)
2 701
85 992
142 070
1 040
143 110
(dane przekształcone)
Zysk netto
-
-
-
-
-
-
20 680
20 680
47
20 727
Składniki innych całkowitych
-
-
-
(1 238)
4
(2 880)
(169)
(4 283)
(2)
(4 285)
dochodów
Całkowite dochody netto
-
-
-
(1 238)
4
(2 880)
20 511
16 397
45
16 442
Nabycie spółki
-
-
-
-
-
-
-
-
13
13
Dywidendy
-
-
-
-
-
-
(6 385)
(6 385)
-
(6 385)
31/12/2023
1 974
46 405
(2)
3 767
(1)
(179)
100 118
152 082
1 098
153 180
(niebadane)
01/01/2022
1 058
1 227
-
(430)
(20)
2 111
47 761
51 707
871
52 578
Zysk netto
-
-
-
-
-
-
39 677
39 677
142
39 819
Składniki innych całkowitych
-
-
-
5 435
15
590
46
6 086
4
6 090
dochodów
Całkowite dochody netto
-
-
-
5 435
15
590
39 723
45 763
146
45 909
Nabycie spółki
-
-
-
-
-
-
-
-
28
28
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
-
-
-
-
-
-
-
-
3
3
31/12/2022
1 974
46 405
(2)
5 005
(5)
2 701
85 992
142 070
1 040
143 110
(dane przekształcone)
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
8 / 147
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z PRZEPŁYWÓW PIENIĘŻNYCH
2023
2022
Przepływy pieniężne z działalności operacyjnej
NOTA
(dane przekształcone)
Zysk przed opodatkowaniem
30 314
47 831
Korekty o pozycje:
Udział w wyniku finansowym jednostek wycenianych metodą praw
14.3
1 617
(284)
własności
Amortyzacja
13.9.2
14 200
7 724
(Zysk) z tytułu różnic kursowych
15.1
(738)
(178)
Odsetki netto
15.2
250
698
(Zysk)/Strata na działalności inwestycyjnej
15.3
16 260
(8 913)
Zmiana stanu rezerw
15.4
9 667
9 448
Zmiana stanu kapitału pracującego
14.5
8 540
(15 519)
zapasy
10 841
(5 452)
należności
(3 140)
(11 630)
zobowiązania
839
1 563
Pozostałe korekty
15.5
(21 598)
(3 116)
Podatek dochodowy (zapłacony)
15.6
(16 598)
(5 053)
Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej
41 914
32 638
Przepływy pieniężne z działalności inwestycyjnej
Nabycie składników rzeczowego majątku trwałego,
wartości niematerialnych i aktywów z tytułu praw do użytkowania
(36 187)
(20 236)
Wpływy ze sprzedaży akcji/udziałów w związku z realizacją Środków Zaradczych oraz
340
4 579
zbycie 30% udziałów w Rafinerii Gdańskiej
Nabycie aktywów finansowych w ORLEN VC
(62)
(72)
Sprzedaż składników rzeczowego majątku trwałego,
wartości niematerialnych i aktywów z tytułu praw do użytkowania
1 118
103
Lokaty krótkoterminowe
(54)
-
(Nabycie)/Zbycie obligacji
(60)
-
Nabycie aktywów petrochemicznych pomniejszone o środki pieniężne
(214)
-
Dokapitalizowanie w inwestycjach we wspólne przedsięwzięcia
(1 147)
(172)
Odsetki otrzymane
190
-
Dywidendy otrzymane
119
451
(Wydatki) netto z tytułu pożyczek
(960)
27
Nabycie akcji i udziałów pomniejszone o środki pieniężne
(2 657)
(748)
Środki pieniężne w nabytych spółkach Grupy LOTOS i Grupy PGNiG na dzień połączenia
-
15 928
Środki pieniężne na dzień ustalenia wspólnego działania w Rafinerii Gdańskiej
-
375
Środki pieniężne na dzień objęcia kontroli w EuRoPol GAZ
3 194
-
Pozostałe
(29)
-
Środki pieniężne netto z/(wykorzystane w) działalności inwestycyjnej
(36 409)
235
Przepływy pieniężne z działalności finansowej
Wpływy z otrzymanych kredytów i pożyczek
14.8.1
7 771
11 775
Emisja obligacji
14.8.1
2 183
-
Spłata kredytów i pożyczek
14.8.1
(9 272)
(22 373)
Wykup obligacji
14.8.1
(4 023)
(826)
Odsetki zapłacone od kredytów, pożyczek i obligacji
15.2, 14.8.1
(678)
(653)
Odsetki zapłacone z tytułu leasingu
15.2, 14.8.1
(370)
(211)
Dywidendy wypłacone
15.8
(6 385)
(1 500)
Płatności zobowiązań z tytułu umów leasingu
14.8.1
(1 451)
(893)
Otrzymane dotacje
378
153
Pozostałe
(210)
(42)
Środki pieniężne netto (wykorzystane) w działalności finansowej
(12 057)
(14 570)
Zwiększenie/(Zmniejszenie) netto stanu środków pieniężnych
(6 552)
18 303
Zmiana stanu środków pieniężnych z tytułu różnic kursowych
(1 212)
(153)
Środki pieniężne na początek okresu
21 046
2 896
Środki pieniężne na koniec okresu
14.6
13 282
21 046
w tym środki pieniężne o ograniczonej możliwości dysponowania
14.6
1 448
1 863
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
9 / 147
PODSTAWOWE INFORMACJE
1. PODSTAWOWA DZIAŁALNOŚĆ GRUPY ORLEN
PODSTAWOWE INFORMACJE O GRUPIE
NAZWA
ORLEN Spółka Akcyjna
SIEDZIBA
ul. Chemików 7, 09-411 Płock, Polska
KRS
0000028860
REJESTRACJA
Sąd Rejonowy dla Łodzi-Śródmieścia w Łodzi, XX 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).
ORLEN Spółka Akcyjna z siedzibą w Polsce, Płock ul. Chemików 7 („Spółka”, „ORLEN”, „Emitent”, „Jednostka Dominująca”)
powstał z połączenia Petrochemii Płock S.A. z Centralą Produktów Naftowych S.A. w dniu 7 września 1999 roku. ORLEN nie jest
jednostką zależną od innej jednostki, która posiadałaby w niej całościowy lub częściowy udział.
Zgodnie z decyzją Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ORLEN S.A. z dnia 21 czerwca 2023 roku, w dniu 3 lipca 2023 roku została
zarejestrowana przez Sąd Rejonowy dla Łodzi-Śródmieścia w Łodzi XX Wydział Gospodarczy – Krajowego Rejestru Sądowego
zmiana nazwy Spółki z dotychczasowej: Polski Koncern Naftowy ORLEN S.A. na: ORLEN S.A.
ORLEN wraz ze spółkami tworzącymi Grupę Kapitałową ORLEN S.A. („Grupa ORLEN”, „Grupa”) jest jednym z największych i
najbardziej nowoczesnych koncernów multienergetycznych 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 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 2023 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 2023 roku i okres porównawczy od 1 stycznia
do 31 grudnia 2022 roku .
Prezentowane skonsolidowane sprawozdanie finansowe przedstawia rzetelnie sytuację finansową i majątkową Grupy ORLEN na dzień
31 grudnia 2023 roku, wyniki jej działalności oraz przepływy pieniężne za rok zakończony dnia 31 grudnia 2023 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
konfliktów zbrojnych na świecie, w tym trwającej wojny w Ukrainie, jak również ryzyk związanych ze zmianami klimatu na działalność
Grupy (nota 4.3 i 8).
Ponadto Zarząd uwzględnił w swojej ocenie prawidłowości przyjęcia założenia kontynuacji działalności analizę podstawowych
wskaźników finansowych Grupy, w tym wskaźników płynnościowych, wskaźników zadłużenia, jak również wskaźników rentowności i
obrotowości, które potwierdziły dobrą kondycję finansową Grupy.
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 2023
10 / 147
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
2023
2022
31/12/2023
31/12/2022
EUR/PLN
4,5428
4,6855
4,3480
4,6899
USD/PLN
4,2010
4,4569
3,9350
4,4018
CZK/PLN
0,1893
0,1908
0,1759
0,1942
CAD/PLN
3,1134
3,4233
2,9698
3,2486
NOK/PLN
0,3983
0,4640
0,3867
0,4461
CHF/PLN
4,6748
4,6659
4,6828
4,7679
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.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
11 / 147
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
Następujące zdarzenia miały wpływ na dane porównawcze prezentowane w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za rok
2022:
- w Skonsolidowanym Raporcie Półrocznym za I półrocze 2023 roku Grupa zaprezentowała ostateczne rozliczenie transakcji
połączenia z Grupą LOTOS. W wyniku ustalenia finalnych wartości godziwych nabytych aktywów i przejętych zobowiązań na
dzień przejęcia, które skutkowały korektą ujętych dotychczas wartości tymczasowych, Grupa dokonała weryfikacji informacji
porównawczych;
- w Raporcie kwartalnym za IV kwartał 2023 roku Grupa zaprezentowała ostateczne rozliczenie transakcji połączenia z Grupą
PGNIG i nabycia akcji Normbenz. W wyniku ustalenia finalnych wartości godziwych nabytych aktywów i przejętych
zobowiązań na dzień przejęcia, które skutkowały korektą ujętych dotychczas wartości tymczasowych, Grupa dokonała
weryfikacji informacji porównawczych.
W wyniku powyższych procesów zmianie uległy niektóre pozycje aktywów i zobowiązań na dzień 31 grudnia 2022 roku, co wiązało
się z koniecznością ich przekształcenia. Szczegółowe informacje zostały przedstawione w tabelach poniżej oraz w nocie 7.3.6.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
12 / 147
31/12/2022
(dane opublikowane)
Korekty danych
porównawczych wynikających
z zakończenia rozliczenia
księgowego połączenia
podmiotów z Grupą ORLEN
31/12/2022
(dane
przekształcone)
AKTYWA
Aktywa trwałe
Rzeczowe aktywa trwałe
118 844
17 539
136 383
Wartości niematerialne oraz wartość firmy
10 861
331
11 192
Aktywa z tytułu praw do użytkowania
10 262
2 176
12 438
Inwestycje wyceniane metodą praw własności
3 442
(52)
3 390
Aktywa z tytułu podatku odroczonego
4 154
(617)
3 537
Instrumenty pochodne
1 505
67
1 572
Pozostałe aktywa
4 049
1 818
5 867
153 117
21 262
174 379
Aktywa obrotowe
Zapasy
45 127
(823)
44 304
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności
37 905
29
37 934
Należności z tytułu podatku dochodowego
1 036
-
1 036
Środki pieniężne
21 456
(410)
21 046
Instrumenty pochodne
3 359
546
3 905
Aktywa przeznaczone do sprzedaży
17
(14)
3
Pozostałe aktywa
10 310
20 260
30 570
119 210
19 588
138 798
Aktywa razem
272 327
40 850
313 177
-
PASYWA
Kapitał własny
Kapitał podstawowy
1 974
-
1 974
Kapitał z emisji akcji powyżej ich wartości nominalnej
46 405
-
46 405
Akcje własne
(2)
-
(2)
Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń
5 005
-
5 005
Kapitał z aktualizacji wyceny
(5)
-
(5)
Różnice kursowe z przeliczenia jednostek działających za granicą
2 684
17
2 701
Zyski zatrzymane
79 887
6 105
85 992
Kapitał własny przypadający na akcjonariuszy jednostki
dominującej
135 948
6 122
142 070
Kapitał własny przypadający udziałom niekontrolującym
1 011
29
1 040
Kapitał własny razem
136 959
6 151
143 110
Zobowiązania długoterminowe
Kredyty, pożyczki i obligacje
11 973
-
11 973
Rezerwy
8 079
127
8 206
Zobowiązania z tytułu podatku odroczonego
7 279
2 543
9 822
Instrumenty pochodne
4 613
68
4 681
Zobowiązania z tytułu leasingu
8 842
(711)
8 131
Pozostałe zobowiązania
745
3 699
4 444
41 531
5 726
47 257
Zobowiązania krótkoterminowe
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe
zobowiązania
40 257
(40)
40 217
Zobowiązania z tytułu leasingu
1 422
(17)
1 405
Zobowiązania z tytułu umów z klientami
2 644
(973)
1 671
Kredyty, pożyczki i obligacje
7 252
-
7 252
Rezerwy
12 817
24
12 841
Zobowiązania z tytułu podatku dochodowego
14 604
(1)
14 603
Instrumenty pochodne
12 839
564
13 403
Pozostałe zobowiązania
2 002
29 416
31 418
93 837
28 973
122 810
Pasywa razem
272 327
40 850
313 177
W stosunku do danych prezentowanych w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym za 2022 rok, w wyniku zakończenia
procesów rozliczenia połączeń z Grupą LOTOS i Grupą PGNiG zmianie uległy następujące pozycje aktywów i zobowiązań netto:
1. rzeczowe aktywa trwałe, których wartość na dzień 31 grudnia 2022 roku wzrosła do kwoty 136 383 mln PLN głównie w
wyniku przeszacowania do wartości godziwej rzeczowych aktywów trwałych w ramach ostatecznego rozliczenia nabycia
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
13 / 147
PGNIG i LOTOS pomniejszonych o amortyzację za okres od momentu objęcia kontroli do końca roku 2022 o kwotę 17 539
mln PLN;
2. aktywa z tytułu praw do użytkowania, których wartość na dzień 31 grudnia 2022 roku wzrosła do kwoty 12 438 mln PLN,
głównie w wyniku przeszacowania praw wieczystego użytkowania gruntów PGNIG i LOTOS pomniejszonych o amortyzację
o kwotę 2 176 mln PLN;
3. pozostałe aktywa długo i krótko - terminowe oraz pozostałe zobowiązania długo i krótko – terminowe, których wartość na
dzień 31 grudnia 2022 roku wzrosła do wartości odpowiednio 5 867 mln PLN i 30 570 mln PLN oraz 4 444 mln PLN i 31 418
mln PLN. Kwoty te odzwierciedlają w głównej mierze pozostające do rozliczenia w kolejnych okresach sprawozdawczych
aktywa oraz zobowiązania z tytułu kontraktów na sprzedaż i zakup gazu, sprzedaż i zakup energii elektrycznej oraz
uprawnień do emisji CO
2
ujętych i wycenionych w wartości godziwej na moment rozliczenia połączenia z PGNiG, w
odniesieniu do których faktyczna realizacja bazowych kontraktów nastąpi po dniu 31 grudnia 2022 roku;
4. zapasy, których wartość na dzień 31 grudnia 2022 roku wzrosła do 44 304 mln PLN i dotyczyła głównie przeszacowania do
wartości godziwej w ramach ostatecznego rozliczenia zapasów wraz z ich rozliczeniem do końca roku 2022 oraz efektem
odwrócenia odpisów zawiązanych w 2022 roku w łącznej kwocie (823) mln PLN;
5. zobowiązania z tytułu leasingu długo i krótko - terminowe, których wartość na dzień 31 grudnia 2022 roku spadła do wartości
odpowiednio 8 131 mln PLN i 1 405 mln PLN wynikające głównie z wyceny zobowiązań z tytułu leasingu według aktualnych
na datę połączenia stóp dyskontowych w ramach rozliczenia połączeń z LOTOS i PGNIG oraz ich częściowym rozliczeniem
w okresie od dnia połączenia do końca 2022.
6. W efekcie powyższych zmian, zmianie uległa także kwota aktywa i zobowiązania z tytułu podatku odroczonego, których
wartość na dzień 31 grudnia 2022 roku wyniosła odpowiednio 3 537 mln PLN i 9 822 mln PLN.
2022
(dane opublikowane)
Korekty danych
porównawczych
wynikających z
zakończenia rozliczenia
księgowego połączenia
podmiotów z Grupą
ORLEN
2022
(dane przekształcone)
Przychody ze sprzedaży
277 564
4 851
282 415
Koszt własny sprzedaży
(225 168)
406
(224 762)
Zysk brutto ze sprzedaży
52 396
5 257
57 653
Koszty sprzedaży
(11 126)
(2)
(11 128)
Koszty ogólnego zarządu
(3 545)
(39)
(3 584)
Pozostałe przychody operacyjne, w tym:
19 333
1 203
20 536
zysk z tytułu okazyjnego nabycia
14 166
1 021
15 187
Pozostałe koszty operacyjne
(15 940)
838
(15 102)
(Strata) z tytułu utraty wartości należności handlowych
(309)
-
(309)
Udział w wyniku finansowym jednostek wycenianych metodą praw własności
284
-
284
Zysk z działalności operacyjnej
41 093
7 257
48 350
Przychody finansowe
2 263
2
2 265
Koszty finansowe
(2 749)
(21)
(2 770)
Przychody i koszty finansowe netto
(486)
(19)
(505)
(Strata) z tytułu utraty wartości pożyczek i odsetek od należności handlowych
(14)
-
(14)
Zysk przed opodatkowaniem
40 593
7 238
47 831
Podatek dochodowy
(6 963)
(1 049)
(8 012)
Zysk netto
33 630
6 189
39 819
Zysk netto przypadający na
33 630
6 189
39 819
akcjonariuszy jednostki dominującej
33 488
6 189
39 677
akcjonariuszy/udziałowców niekontrolujących
142
-
142
Całkowite dochody netto przypadające na
39 787
6 122
45 909
akcjonariuszy jednostki dominującej
39 641
6 122
45 763
akcjonariuszy/udziałowców niekontrolujących
146
-
146
Zysk netto i rozwodniony zysk netto na jedną akcję przypadający akcjonariuszom
jednostki dominującej (w PLN na akcję)
28,85
5,33
34,18
W stosunku do danych prezentowanych w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym za 2022 rok, w wyniku zakończenia
procesów rozliczenia połączeń z Grupą LOTOS i Grupą PGNiG zmianie uległy następujące pozycje przychodów i kosztów:
1) przychody ze sprzedaży, których wartość za okres 2022 roku wzrosła do kwoty 282 415 mln PLN głównie w wyniku rozliczenia
aktywów oraz zobowiązań z tytułu kontraktów na sprzedaż gazu, dla których faktyczna realizacja bazowych kontraktów
nastąpiła do końca 2022 roku w kwocie 3 752 mln PLN;
2) koszt własny sprzedaży, którego wartość za okres 2022 roku spadła do kwoty (224 762) mln PLN, głównie z tytułu odwrócenia
odpisów na zapasy w PGNIG, ujęcia zmian amortyzacji rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych oraz aktywów
z tytułu praw do użytkowania, które uległy przeszacowaniu w ramach procesu rozliczenia połączeń oraz rozliczenia aktywów
oraz zobowiązań z tytułu kontraktów na zakup gazu i energii elektrycznej, dla których faktyczna realizacja bazowych
kontraktów nastąpiła do końca 2022 roku w łącznej kwocie 406 mln PLN;
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
14 / 147
3) pozostałe przychody/koszty operacyjne netto, których wartość za okres 2022 roku wzrosła do 5 434 mln PLN netto, głównie w
wyniku ustalenia finalnych wartości zysku z tytułu okazyjnego nabycia GK PGNIG i GK LOTOS, odpowiednio o (1 610) mln
PLN i 2 631 mln PLN.
Wpływ na pozostałą działalność operacyjną miała również aktualizacja wyniku na sprzedaży 30% akcji Rafinerii Gdańskiej o
kwotę 408 mln. W wyniku zakończenia rozliczenia połączenia z Grupą Lotos i weryfikacją danych porównawczych, zmianie
uległy wartości bilansowe spółki Rafineria Gdańska, będące podstawą ustalenia wyniku na zbyciu 30% jej udziałów na rzecz
Aramco oraz ujętych wartości aktywów i zobowiązań we wspólnym działaniu na moment początkowego ujęcia (głównie pozycji
rzeczowych aktywów trwałych, aktywów z tytułu praw do użytkowania oraz wartości niematerialnych).
4) w efekcie powyższych zmian, zmianie uległa również pozycja podatku odroczonego o kwotę (1 049) mln PLN.
2022
(dane
opublikowane)
Korekty danych
porównawczych
wynikających z
zakończenia
rozliczenia
księgowego
połączenia
podmiotów z Grupą
ORLEN
2022
(dane
przekształcone)
Przepływy pieniężne z działalności operacyjnej
Zysk przed opodatkowaniem
40 593
7 238
47 831
Korekty o pozycje:
Udział w wyniku finansowym jednostek wycenianych metodą praw własności
(284)
-
(284)
Amortyzacja
6 916
808
7 724
(Zysk)/Strata z tytułu różnic kursowych
(178)
-
(178)
Odsetki netto
700
(2)
698
Dywidendy
(61)
61
-
(Zysk)/Strata na działalności inwestycyjnej, w tym:
(7 379)
(1 534)
(8 913)
(zysk) z tytułu okazyjnego nabycia
(14 166)
(1 021)
(15 187)
Zmiana stanu rezerw
9 451
(3)
9 448
Zmiana stanu kapitału pracującego
(11 302)
(4 217)
(15 519)
zapasy
43
(5 495)
(5 452)
należności
(9 652)
(1 978)
(11 630)
zobowiązania
(1 693)
3 256
1 563
Pozostałe korekty
(2 428)
(688)
(3 116)
Podatek dochodowy (zapłacony)
(5 077)
24
(5 053)
Środki pieniężne netto z działalności operacyjnej
30 951
1 687
32 638
Przepływy pieniężne z działalności inwestycyjnej
Nabycie składników rzeczowego majątku trwałego,
wartości niematerialnych i aktywów z tytułu praw
do użytkowania
(20 216)
(20)
(20 236)
Środki pieniężne w nabytych spółkach Grupy LOTOS i
Grupy PGNiG na dzień połączenia
17 190
(1 262)
15 928
Środki pieniężne netto z działalności inwestycyjnej
1 517
(1 282)
235
Przepływy pieniężne z działalności finansowej
Płatności zobowiązań z tytułu umów leasingu
(892)
(1)
(893)
Środki pieniężne netto (wykorzystane w) działalności finansowej
(14 569)
(1)
(14 570)
Zwiększenie/(Zmniejszenie) netto stanu środków pieniężnych
17 899
404
18 303
Zmiana stanu środków pieniężnych z tytułu różnic kursowych
661
(814)
(153)
Środki pieniężne na początek okresu
2 896
-
2 896
Środki pieniężne na koniec okresu
21 456
(410)
21 046
4.3. Zmiany klimatu i transformacja energetyczna oraz ich wpływ na stosowane zasady rachunkowości
Zdarzenia i uwarunkowania wynikające ze zmiany 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, jej zdolności do pozyskiwania finansowania, jak również pozyskiwania i utrzymania inwestorów
i klientów. Zmiana klimatu stała się głównym determinantem zarządzania zrównoważonym rozwojem w Grupie ORLEN
w ostatnich latach. Dotychczasowe standardy i systemy zarządzania ograniczające bezpośredni negatywny wpływ na środowisko
ewoluowały w kierunku strategicznych działań zmierzających do zmniejszenia wpływu Grupy ORLEN na środowisko i klimat, a
także dostosowania modeli biznesowych do wpływu fizycznych skutków zmiany klimatu na aktywa Grupy. Nie bez znaczenia
pozostają też czynniki regulacyjne związane ze zmianą 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, czy też podejmowania działań dostosowawczych w celu ich uniknięcia bądź
minimalizacji.
Zrównoważony rozwój – strategia Grupy
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. Integracja z byłymi grupami kapitałowymi LOTOS i PGNiG oraz z Grupą
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
15 / 147
Energa otworzyła nowe możliwości rozwoju, w tym wsparcie transformacji energetycznej poprzez wykorzystanie szerokiej grupy
aktywów koncernu multienergetycznego. Zapewnienie stabilnych dostaw energii, paliw i gazu z przyjaznych środowisku źródeł to
główny cel połączonej Grupy ORLEN. W ramach przedstawionej aktualizacji zrównoważony rozwój Grupy stał się jeszcze bardziej
istotny, a dążenie do osiągnięcia neutralności emisyjnej do 2050 roku, aby w przyszłości wypełnić cele klimatyczne określone
przez warunki Porozumienia Paryskiego oraz przez Unię Europejską przyświeca wszystkim działaniom Koncernu.
W ramach dochodzenia do tego celu, do 2030 roku Koncern zakłada (w odniesieniu do roku bazowego – 2019):
- 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%.
W grudniu 2023 roku została opublikowana Strategia Zrównoważonego Rozwoju Grupy ORLEN na lata 2024-2030. Ochrona
klimatu zdefiniowana została jako jeden z 5 filarów – KLIMAT. W filarze Klimat tematami wiodącymi są dekarbonizacja i
transformacja energetyczna. Bardzo ważną kwestią jest również adaptacja Grupy ORLEN do zmiany klimatu oraz przeciwdziałanie
i minimalizowanie ryzyk wynikających z tej zmiany.
Strategia Grupy ORLEN do 2030 roku jest odpowiedzią na ryzyka i szanse związane ze zmianą klimatu. Opublikowana w czerwcu
2023 roku Polityka klimatyczna jest jej uzupełnieniem. Ten kompleksowy dokument składa się z czterech głównych części:
- główne założenia strategii i działań w obszarze mitygacji, a także adaptacji do zmiany klimatu,
- procesy zarządzania ryzykiem wraz z wynikami analizy ryzyk i szans klimatycznych,
- przedstawienie struktury ciał korporacyjnych odpowiedzialnych za zarządzanie ryzykami i szansami klimatycznymi,
- informacje na temat celów dekarbonizacyjnych i śladu węglowego.
Politykę klimatyczną opracowano zgodnie z wytycznymi TCFD (ang. Task Force on Climate-related Financial Disclosures, grupy
zadaniowej ds. ujawniania informacji finansowych związanych z klimatem powołanej przy Financial Stability Board).
W ramach transformacji energetycznej Grupa zakłada realizację szeregu istotnych projektów inwestycyjnych CAPEX
zwiększających efektywność energetyczną obecnie istniejących aktywów produkcyjnych oraz umożliwiających uniezależnienie
Grupy od paliw kopalnych, projektów inwestycyjnych w obszarze Energetyki opartych głównie o odnawialne źródła energii i
wspieranych mocami gazowymi, a także inwestycji zakładających rozwój i eksploatację małych reaktorów modułowych (SRM)
będących gwarantem stabilnych dostaw energii. ORLEN zamierza także zwiększyć czterokrotnie moce w OZE, które wyniosą 9
GW. Do 2030 roku około 40% nakładów inwestycyjnych Grupa przeznaczy na inwestycje wspierające transformacje energetyczną,
w tym energetykę wiatrową na morzu i lądzie, fotowoltaikę, biogaz i biometan, biopaliwa, elektromobilność, odnawialny wodór oraz
rozwój w obszarze recyklingu. Grupa realizuje strategię wodorową wspierającą redukcję emisji CO
2
, rozwija infrastrukturę
ładowania aut elektrycznych oraz inne projekty związane z ograniczaniem emisji gazów cieplarnianych (GHG) włącznie z
wychwytem, składowaniem i użytkowaniem dwutlenku węgla (CCUS). Grupa sukcesywnie realizuje 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 niskoemisyjnych technologii. Dodatkowo, Grupa ORLEN planuje
inwestycje w najbardziej innowacyjne i perspektywiczne obszary i technologie w ramach utworzonej na ten cel spółki ORLEN
Venture Capital.
W 2022 roku Grupa powołała Pełnomocnika Zarządu i Radę ds. Klimatu i Zrównoważonego Rozwoju. Do głównych zadań nowego
organu korporacyjnego należy identyfikowanie i monitorowanie szans i ryzyk klimatycznych. Na czele Rady stoi Członek Zarządu
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. Ponadto w ramach
Rady Nadzorczej ORLEN S.A. działa Komitet ds. Odpowiedzialności Społecznej i Środowiskowej, który odpowiada za
monitorowanie zarządzania Spółką pod kątem uwzględnienia ryzyk i szans klimatycznych zgodnie z Polityka Klimatyczną Grupy
ORLEN.
Ryzyka oraz szanse związane z transformacją energetyczną oraz zmianą klimatu
Ryzyka zidentyfikowane przez Grupę związane z transformacją energetyczną i zmianami klimatycznymi dotyczą następujących
obszarów:
- ryzyka fizyczne wynikające ze zmiany klimatu, chroniczne i nagłe, związane m.in. z kwestią dostępności wody, np. susze,
występującymi intensywnymi zjawiskami atmosferycznymi czy wzrostem temperatury,
- ryzyka związane z transformacją energetyczną w szczególności ryzyka regulacyjne związane z nowymi lub szybko
zmieniającymi się wymogami w zakresie ochrony środowiska, właściwym monitorowaniem i raportowaniem oddziaływania
Grupy na środowisko i klimat, zmianami rynkowymi, postępem technologicznym oraz stygmatyzacją branży w kontekście
zmiany klimatu.
Grupa zidentyfikowała także szanse wynikające z działań towarzyszących transformacji energetycznej związanych
z naciskiem na poprawę efektywności energetycznej czy inwestowaniem w nowe źródła energii, których wynikiem mogą być nowe
produkty i usługi oferowane klientom, a także możliwość wejścia na nowe rynki oraz dywersyfikacja działalności Koncernu.
Wpływ na sprawozdanie finansowe Grupy ORLEN
Istotne osądy, główne źródła niepewności szacunków i zasady rachunkowości
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 2023
16 / 147
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 zmiany 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 zmiany 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 konwencjonalnych. Zwiększenie presji na dekarbonizację może również wpłynąć na wyższe koszty konwencjonalnych
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.
Ujmowanie i wycena aktywów i zobowiązań
Zarząd rozważył wpływ ryzyk wynikających ze zmiany klimatu 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, a także czynniki wykorzystane
do ustalenia wartości odzyskiwalnej aktywów (nota 14.4),
- szacunki dotyczące okresów ekonomicznej użyteczności aktywów trwałych (nota 14.1),
- szacunki dotyczące rezerw i wybranych zobowiązań warunkowych (nota 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 2023 roku zobowiązań warunkowych związanych ze zmianą klimatu.
Koszty CO₂, dyrektywa EU ETS oraz krajowe regulacje
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 2023 roku kosztów emisji CO
2
oraz opłat środowiskowych został zaprezentowany w nocie 13.9.2 w
pozycji podatki i opłaty. 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. 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.
Zrównoważone finansowanie i inwestowanie
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 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 inwestycji wspierających transformację energetyczną.
Istotne działania podejmowane w zakresie ochrony klimatu i transformacji energetycznej mające wpływ na dane finansowe 2023 roku
zostały zaprezentowane w poszczególnych notach do niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego. Na bazie
przeprowadzonej analizy Zarząd ocenił, że przy założeniu systematycznej analizy ryzyk klimatycznych przez Grupę, jak również
kontynuacji wdrażania przez Grupę odpowiednich działań adaptacyjnych, zwiększających odporność jej modeli biznesowych, zmiana
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
5.1. 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
(dalej: Rozporządzenie BMR, „Reforma IBOR”). Rozporządzenie BMR, 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,
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
17 / 147
- po 30 czerwca 2023 roku zakończyła się publikacja stawek USD LIBOR O/N, 12M, natomiast stawki 1M, 3M, 6M będą
publikowane w trybie syntetycznym do 30 września 2024 roku,
- 28 czerwca 2024 roku zakończy się publikacja stawki CDOR,
- zreformowane zostało podejście do ustalania stawek WIBOR i EURIBOR oraz stawek dla walut NOK, SEK, CZK
dostosowujące metodologię ich wyznaczania do wymogów Rozporządzenia BMR. W związku z czym kwotowania tychże
wskaźników są kontynuowane,
- zmian do Rozporządzenia BMR opublikowanych w październiku 2023 roku, stawki m.in. dla waluty HUF będą
kontynuowane bez zmian w metodologii.
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. 1 września 2022 roku Komitet Sterujący
Narodowej Grupy Roboczej podjął decyzję o wyborze indeksu WIRON będącego indeksem Risk-Free Rate opartym na
rzeczywistych transakcjach overnight jako wskaźnika alternatywnego dla WIBORU. Administratorem WIRON jest GPW
Benchmark S.A. W listopadzie 2023 roku zaktualizowane zostały terminy realizacji opracowanej „Mapy Drogowej”. Komitet
Sterujący wskazał finalny moment konwersji portfela umów i instrumentów z WIBOR na WIRON na koniec 2027 roku, wydłużając
tym samym o 3 lata pierwotnie określony termin. Kierunki reformy i zakres dotychczasowych działań Mapy Drogowej zgodnie z
komunikatami nie ulegają zmianie, jednakże zaktualizowana Mapa Drogowa nie została opublikowana do tej pory. W dniu 29
marca 2024 roku Komitet Sterujący podjął decyzję o rozpoczęciu procesu przeglądu i analizy wskaźników RFR alternatywnych dla
WIBOR. Przegląd będzie obejmował zarówno WIRON, jak i inne możliwe indeksy lub wskaźniki.
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 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 oraz 2022 rok (nota 5),
zmiany Etapu 1 nie miały istotnego wpływu dla Grupy, ponieważ nie stosuje ona rachunkowości zabezpieczeń dla instrumentów
zabezpieczających stopę procentową. Zmiany wynikające z Reformy IBOR mają jedynie pośredni wpływ na transakcje
desygnowane do rachunkowości zabezpieczeń (poprzez zmianę krzywej dyskontowej stosowanej do wyceny).
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 finansowań 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 przy zachowaniu ekonomicznej ekwiwalentności nowej stopy powoduje zmianę instrumentów
zabezpieczających, pozycji zabezpieczanej oraz zabezpieczanego ryzyka, Grupa dokona aktualizacji dokumentacji
zabezpieczenia, nie rozwiązując powiązania zabezpieczającego. Zmiana wyceny odzwierciedlająca zaktualizowaną stopę
dyskontową jest traktowana jak rynkowa zmiana wyceny, zgodnie z Polityką Rachunkowości dla rachunkowości
zabezpieczeń. 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.
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 w 2021 roku dokonała kompleksowego przeglądu wpływu Reformy IBOR na poszczególne obszary działalności pod kątem:
zarządzania ryzykiem, w tym ryzykiem operacyjnym, płynności oraz systemowym. W roku 2023 nie zidentyfikowano znaczących zmian.
Z końcem roku 2023 Reforma IBOR wkracza w etap, w którym dla większości stawek dokonała się już konwersja, w związku z czym
prawdopodobieństwo wystąpienia ryzyk opisywanych poniżej jest ograniczone.
Grupa monitoruje nadal rynek oraz dane pochodzące z różnych branżowych grup roboczych zarządzających przejściem na nowe stawki
referencyjne, w tym szczególnie komunikaty Narodowej Grupy Roboczej w sprawie zamiennika stawki WIBOR.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
18 / 147
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 oraz stosować rozwiązania rynkowe.
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 CDOR ma zapewnione
kwotowanie do 28 czerwca 2024 roku, a wskaźniki WIBOR do końca 2027 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, zaprzestanie jego opracowywania lub czasowo zaprzestanie jego publikacji. Niemniej
jednak, zakres potencjalnych zmian w tym zakresie oraz ich wpływ na sprawozdanie finansowe Grupy w chwili obecnej jest trudny
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 informatycznym służącym do zarządzania ryzykiem przy transakcjach zawieranych na rynku finansowym. Grupa w 2023
roku opracowała zakres działań w celu przeprowadzenia niezbędnych prac systemowych i planuje przeprowadzić odpowiednie
aktualizacje w 2024 roku. 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
W ciągu 2023 roku Grupa wykorzystywała w swojej działalności szereg produktów opartych na zreformowanych wskaźnikach
WIBOR i EURIBOR a także produkty oparte o wskaźniki dla walut NOK, CZK i HUF, na dotychczasowych warunkach. Z uwagi na
utrzymywane w ciągu 2023 roku zobowiązania finansowe (kredyty bankowe, obligacje senioralne) oparte o kwotowania stawek
LIBOR USD, zastosowano zamiennik SOFR. W nielicznych przypadkach zastosowanie miał jeszcze LIBOR USD Syntetyczny.
W związku z posiadanymi zobowiązaniami finansowymi, Grupa na dzień 31 grudnia 2023 roku, stosuje wskaźnik CDOR w kredycie
bankowym.
Poniżej przedstawiono szczegółowe informacje na temat niepochodnych instrumentów finansowych, dla których przejście na
alternatywne stawki referencyjne zostanie dokonane w 2024 roku.
Niepochodny instrument finansowy
Wskaźnik
referencyjny
Termin
zapadalności
Wartość
nominalna
na dzień
31.12.2023
(w mln w USD)
Wartość
nominalna
na dzień
31.12.2023
(w mln w PLN)
Zaawansowanie przejścia dla
niepochodnych instrumentów
finansowych
Kredyt obrotowy
ORLEN Upstream Canada
CDOR
2024
17
49
w momencie zaprzestania publikacji
wskaźnika CDOR
zamiennikiem będzie CORRA
W nowych aktywach i zobowiązaniach handlowych oraz finansowych, których termin obowiązywania wykracza poza ogłoszone
daty publikacji wskaźnika referencyjnego WIBOR oraz syntetycznego LIBOR USD 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 mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
19 / 147
Reforma IBOR nie ma istotnego wpływu w odniesieniu do stosowanej przez Grupę rachunkowości zabezpieczeń przepływów
pieniężnych oraz wartości godziwej.
5.2. Międzynarodowa reforma podatkowa - Drugi Filar
Reforma podatkowa Drugiego Filaru wprowadza ogólne założenia do globalnego podatku minimalnego i jest efektem projektu
BEPS 2.0 prowadzonego na forum Organizacji Współpracy Gospodarczej i Rozwoju (OECD). W przypadku państw członkowskich
Unii Europejskiej, pierwszym etapem wprowadzenia nowych reguł jest przyjęcie Dyrektywy Rady UE 2022/2523 z dnia 14 grudnia
2022 r. w sprawie zapewnienia globalnego minimalnego poziomu opodatkowania międzynarodowych grup przedsiębiorstw oraz
dużych grup krajowych w Unii (Dyrektywa), która to nakłada na państwa członkowskie obowiązek wdrożenia przepisów Dyrektywy
do krajowych systemów prawnych, zgodnie z obowiązującymi w danym państwie zasadami legislacji, w terminie do dnia
31 grudnia 2023 roku. Państwa członkowskie stosują te przepisy w odniesieniu do lat podatkowych rozpoczynających się od dnia
31 grudnia 2023 roku.
Celem reformy jest ograniczenie konkurencji w zakresie stawek podatku dochodowego od osób prawnych przez ustanowienie
globalnego minimalnego poziomu opodatkowania. Dzięki wyeliminowaniu znacznej części korzyści wynikających z przenoszenia
zysków do jurysdykcji, w których nie podlegają one żadnemu opodatkowaniu lub podlegają bardzo niskiemu opodatkowaniu,
reforma wprowadzająca globalny podatek minimalny ma w założeniu wyrównać warunki działania przedsiębiorstw na całym
świecie i umożliwić jurysdykcjom lepszą ochronę ich podstaw opodatkowania.
Reforma podatkowa Drugiego Filaru nakłada obowiązek zapłaty tzw. podatku wyrównawczego gdy efektywna stawka podatkowa
danej grupy kapitałowej w danej jurysdykcji za badany rok podatkowy jest niższa niż 15%, co w rezultacie powinno doprowadzić
do osiągnięcia minimalnego 15% poziomu opodatkowania podatkiem dochodowym. Adresatami nowych regulacji są podmioty
należące do grup kapitałowych, których skonsolidowane przychody globalne przekraczają 750 mln EUR rocznie w co najmniej
dwóch z ostatnich czterech lat podatkowych bezpośrednio poprzedzających analizowany rok podatkowy. Przewiduje się, że Grupa
będzie podlegała regulacjom Drugiego Filaru, począwszy od pierwszego roku obowiązywania stosownych przepisów
podatkowych.
W związku z nowymi wymogami, w Grupie realizowany jest projekt mający na celu oszacowanie wpływu wdrożenia przepisów
globalnego podatku minimalnego na obciążenia podatkowe wybranych kluczowych jurysdykcji, w których działa Grupa. W oparciu
o przepisy Dyrektywy prowadzone są prace, których celem jest oszacowanie hipotetycznej wartości podatku wyrównawczego na
bazie zebranych danych historycznych dla wybranych jurysdykcji, w których działają spółki z Grupy oraz weryfikacja możliwości
skorzystania z tzw. przejściowych bezpiecznych przystani, umożliwiających zastosowanie uproszczonych zasad kalkulacji
globalnego podatku minimalnego, a w konsekwencji ograniczenie obowiązków w ramach Drugiego Filaru. Ponadto, zgodnie z
przepisami Filaru Drugiego podatek wyrównawczy należny od grupy w danej jurysdykcji może być uznawany za zerowy w danym
roku podatkowym, jeżeli efektywny poziom opodatkowania jednostek składowych z siedzibą w tej jurysdykcji spełnia warunki
bezpiecznych przystani.
W dniu 8 listopada 2023 roku Unia Europejska zatwierdziła zmiany do MSR 12 Podatek dochodowy dotyczące Międzynarodowej
reformy podatkowej. Zmiany do MSR 12 wprowadzają obowiązkowe, tymczasowe zwolnienie jednostek od ujmowania podatku
odroczonego według ogólnych zasad wynikających z wdrożenia Drugiego Filaru, oddzielną prezentację wpływu reformy
podatkowej Drugiego Filaru w ramach ujawnień dotyczących bieżącego podatku dochodowego, jak również wymóg dotyczący
ujawniania dodatkowych informacji umożliwiających zrozumienie wpływu reformy Drugiego Filaru na podatki dochodowe jednostki.
Niektóre Jednostki Grupy działają w jurysdykcjach, w których przepisy Filaru Drugiego obowiązują najwcześniej począwszy od lat
podatkowych rozpoczynających się od dnia 31 grudnia 2023 r. Wstępne analizy dla wybranych kluczowych jurysdykcji, w których
działa Grupa i w których przepisy obowiązują od lat podatkowych rozpoczynających się od dnia 31 grudnia 2023 r.,
przeprowadzone w oparciu o dane z roku 2023. wskazują, że spółki z Grupy działające w tych jurysdykcjach nie byłyby objęte
obowiązkiem dopłaty podatku wyrównawczego za 2023 r., gdyby te regulacje obowiązywały już w tym roku, ze względu na to, że
szacowane efektywne stawki podatkowe jednostek Grupy w tych jurysdykcjach przekraczają 15%, bądź też ze względu na inne
wyłączenia. W Polsce, tj. w siedzibie jednostki dominującej najwyższego szczebla Grupy, rozpoczęcie procesu legislacyjnego
dotyczącego implementacji globalnego podatku minimalnego planowane jest na pierwszy kwartał 2024 roku, a jego zakończenie
na trzeci kwartał 2024 roku.
W okresach, w których będą obowiązywały przepisy reformy Drugiego Filaru zarówno w Polsce jak i w poszczególnych
jurysdykcjach w których funkcjonują jednostki zależne Grupy, Grupa będzie ujawniać odpowiednie informacje w tym zakresie
zgodnie z wprowadzonymi zmianami w MSR 12.
Pozostałe zmiany do istniejących standardów wydane przez Radę Międzynarodowych Standardów Rachunkowości (RMSR) oraz
zatwierdzone do stosowania w UE obowiązujące w odniesieniu do okresów rocznych rozpoczynających się 1 stycznia 2023 roku
nie miały istotnego wpływu na sprawozdania finansowe Grupy ORLEN za 2023 rok.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
20 / 147
Standardy przyjęte przez Radę Międzynarodowych Standardów Rachunkowości (IASB), zatwierdzone przez Unię
Europejską, ale jeszcze nieobowiązujące
- Zmiany do MSR 1 „Prezentacja sprawozdań finansowych” – Klasyfikacja zobowiązań jako krótkoterminowe lub
długoterminowe, zatwierdzone w UE w dniu 19 grudnia 2023 r. (obowiązujące w odniesieniu do okresów rocznych
rozpoczynających się 1 stycznia 2024 roku lub później),
- Zmiany do MSR 1 „Prezentacja sprawozdań finansowych” – Zobowiązania długoterminowe z kowenantami, zatwierdzone w
UE w dniu 19 grudnia 2023 r. (obowiązujące w odniesieniu do okresów rocznych rozpoczynających się 1 stycznia 2024 roku
lub później),
- Zmiany do MSSF 16 „Leasing” – Zobowiązanie z tytułu leasingu w ramach sprzedaży i leasingu zwrotnego, zatwierdzone w
UE dniu 20 listopada 2023 r. (obowiązujące w odniesieniu do okresów rocznych rozpoczynających się 1 stycznia 2024 roku
lub później).
Standardy przyjęte przez Radę Międzynarodowych Standardów Rachunkowości (IASB), oczekujące na zatwierdzenie
przez Unię Europejską
- Zmiany do MSR 7 „Sprawozdanie z przepływów pieniężnych” oraz MSSF 7 „Instrumenty finansowe: Ujawnianie informacji” –
Umowy finansowania dostawców (obowiązujące w odniesieniu do okresów rocznych rozpoczynających się 1 stycznia 2024
roku lub później),
- Zmiany do MSR 21 „Skutki zmian kursów wymiany walut obcych” – Brak wymienialności walut (obowiązujące w odniesieniu
do okresów rocznych rozpoczynających się 1 stycznia 2025 roku lub później),
- MSSF 18 „Prezentacja i ujawnienia w sprawozdaniach finansowych” (obowiązujący w odniesieniu do okresów rocznych
rozpoczynających się 1 stycznia 2027 lub później).
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 2023
21 / 147
6. RÓŻNICE POMIĘDZY DANYMI UJAWNIONYMI W NINIEJSZYM SKONSOLIDOWANYM SPRAWOZDANIU
FINANSOWYM A OPUBLIKOWANYMI W SKONSOLIDOWANYM RAPORCIE KWARTALNYM ZA IV KWARTAŁ 2023
Dane ujawnione w kwartalnej
informacji finansowej za 4Q 2023
Korekta
Dane ujawnione w
skonsolidowanym sprawozdaniu
finansowym za 2023 rok
Aktywa trwałe
184 115
(13 320)
170 795
Rzeczowe aktywa trwałe
147 648
(12 963)
134 685
Wartości niematerialne oraz wartość firmy
14 415
(265)
14 150
Aktywa z tytułu praw do użytkowania
13 576
(90)
13 486
Inwestycje wyceniane metodą praw własności
2 232
(62)
2 170
Aktywa z tytułu podatku odroczonego
906
85
991
Instrumenty pochodne długoterminowe
1 682
-
1 682
Pozostałe aktywa
3 656
(25)
3 631
Aktywa obrotowe
95 955
(2 572)
93 383
Zapasy
32 910
(116)
32 794
Należności z tytułu dostaw i usług oraz
pozostałe należności
41 043
(1 321)
39 722
Należności z tytułu podatku dochodowego
2 684
(1 267)
1 417
Środki pieniężne
13 311
(29)
13 282
Instrumenty pochodne krótkoterminowe
2 676
(59)
2 617
Aktywa przeznaczone do sprzedaży
241
1
242
Pozostałe aktywa
3 090
219
3 309
AKTYWA
280 070
(15 892)
264 178
Kapitał własny
Kapitał podstawowy
1 974
-
1 974
Kapitał z emisji akcji powyżej ich wartości nominalnej
46 405
-
46 405
Akcje własne
(2)
-
(2)
Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości
zabezpieczeń
9 575
(5 808)
3 767
Kapitał z aktualizacji wyceny
(1)
-
(1)
Różnice kursowe z przeliczenia jednostek
działających za granicą
(156)
(23)
(179)
Zyski zatrzymane
106 968
(6 850)
100 118
Kapitał własny przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej
164 763
(12 681)
152 082
Kapitał własny przypadający udziałom niekontrolującym
1 062
36
1 098
Kapitał własny razem
165 825
(12 645)
153 180
Zobowiązania długoterminowe
44 822
(3 206)
41 616
Kredyty, pożyczki i obligacje
10 671
-
10 671
Rezerwy
10 158
7
10 165
Zobowiązania z tytułu podatku odroczonego
13 549
(3 212)
10 337
Instrumenty pochodne
242
(1)
241
Zobowiązania z tytułu leasingu
9 342
1
9 343
Pozostałe zobowiązania
860
(1)
859
Zobowiązania krótkoterminowe
69 423
(41)
69 382
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz
pozostałe zobowiązania
41 462
47
41 509
Zobowiązania z tytułu leasingu
1 413
(27)
1 386
Zobowiązania z tytułu umów z klientami
1 819
(1)
1 818
Kredyty, pożyczki i obligacje
4 496
-
4 496
Rezerwy
11 400
67
11 467
Zobowiązania z tytułu podatku dochodowego
2 372
(41)
2 331
Instrumenty pochodne
1 807
(10)
1 797
Pozostałe zobowiązania
4 654
(76)
4 578
114 245
(3 247)
110 998
PASYWA
280 070
(15 892)
264 178
Przychody ze sprzedaży
372 640
127
372 767
Koszt własny sprzedaży
(312 163)
316
(311 847)
Zysk brutto ze sprzedaży
60 477
443
60 920
Koszty sprzedaży
(15 675)
(444)
(16 119)
Koszty ogólnego zarządu
(5 670)
35
(5 635)
Pozostałe przychody operacyjne
8 696
8 552
17 248
Pozostałe koszty operacyjne
(10 276)
(16 247)
(26 523)
(Strata) z tytułu utraty wartości
należności handlowych
(208)
(10)
(218)
Udział w wyniku finansowym jednostek
wycenianych metodą praw własności
(1 555)
(62)
(1 617)
Zysk z działalności operacyjnej
35 789
(7 733)
28 056
Przychody finansowe
4 322
135
4 457
Koszty finansowe
(2 236)
87
(2 149)
Przychody i koszty finansowe netto
2 086
222
2 308
(Strata) z tytułu utraty wartości pożyczek, odsetek od należności
handlowych i depozytów zabezpieczających
(50)
-
(50)
Zysk przed opodatkowaniem
37 825
(7 511)
30 314
Podatek dochodowy
(10 260)
673
(9 587)
Zysk netto
27 565
(6 838)
20 727
Powyższe zmiany mające wpływ na pozycje aktywów i pasywów oraz wynik finansowy dotyczyły głównie:
1. Rozpoznania odpisu na majątku trwałym w wysokości netto (13 339) mln PLN, głównie w segmencie Petrochemia w
wysokości (10 123) mln PLN, w segmencie Wydobycie w wysokości (3 577) mln PLN;
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
22 / 147
2. Ujęcia wpływu zaprzestania stosowania rachunkowości zabezpieczeń z powodu braku realizacji pozycji zabezpieczanej w
wysokości netto 7 165 mln PLN;
3. Ujęcia rekompensaty wynikającej z ustawy o systemie rekompensat dla sektorów i podsektorów energochłonnych w
wysokości 110 mln PLN;
4. Ujęcia rezerwy na kontrakty rodzące obciążenia 166 mln PLN oraz odpisu na przekazane zaliczki na dostawy w wysokości
1 484 mln PLN;
5. Innych korekt wynikających z trwających w spółkach procesów audytowych;
6. Aktualizacji kalkulacji podatku dochodowego wynikającego z powyższych korekt.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
23 / 147
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. Spółki zależne konsolidowane są metodą pełną
od dnia przejęcia, będącego dniem objęcia kontroli nad spółką, do dnia utraty tej kontroli.
Dane jednostek zależnych i jednostek współkontrolowanych (wspólnych przedsięwzięć), które łącznie nie wpływają istotnie na sprawozdanie finansowe
Grupy mogą nie podlegać konsolidacji. W takim przypadku udziały w tych jednostkach wyceniane są według kosztu.
W przypadkach, gdy jest to konieczne, w sprawozdaniach jednostkowych dokonuje się korekt dostosowujących zasady rachunkowości stosowane przez
jednostkę do zasad stosowanych przez Grupę.
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 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 2023
24 / 147
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 2023
25 / 147
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
Grupa ORLEN Lietuva
AB ORLEN Lietuva
100%
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
Grupa ORLEN Asfalt
ORLEN Asfalt Sp. z o.o.
100%
Płock, Polska
Rafineria
Produkcja i sprzedaż asfaltów
drogowych oraz specyfików
asfaltowych
ORLEN Asfalt Ceska Republika s.r.o.
100%
Pardubice, Czechy
Rafineria
Grupa ORLEN Południe
Przerób ropy naftowej,
produkcja i sprzedaż biopaliw,
olejów
ORLEN Południe S.A.
100%
Trzebinia, Polska
Rafineria, 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
Grupa ORLEN Unipetrol
ORLEN Unipetrol a.s.
100%
Praga, Czechy
Funkcje Korporacyjne
ORLEN UniCRE a.s.
100%
Litvínov, Czechy
Funkcje Korporacyjne
ORLEN UNIPETROL RPA s.r.o.
100%
Litvínov, Czechy
Rafineria, Petrochemia,
Energetyka, Detal, Funkcje
Korporacyjne
ORLEN UNIPETROL Hungary Kft.
100%
Budapeszt, Węgry
Rafineria
ORLEN UNIPETROL Deutschland GmbH
100%
Langen, Niemcy
Petrochemia
Przerób ropy naftowej oraz
produkcja i dystrybucja
produktów rafineryjnych,
petrochemicznych i
chemicznych
ORLEN UNIPETROL Doprava s.r.o.
100%
Litvínov, Czechy
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
REMAQ s.r.o.
100%
Otrokovice, Czechy
Petrochemia
HC Verva Litvinov a.s.
70,95%
Litvínov, Czechy
Funkcje Korporacyjne
Paramo a.s.
100%
Pardubice, Czechy
Rafineria
Grupa ORLEN Serwis
Instalowanie maszyn
przemysłowych, sprzętu i
wyposażenia
ORLEN Serwis S.A.
100%
Płock, Polska
Rafineria
ORLEN Service Česká Republika s.r.o.
100%
Litvínov, Czechy
Rafineria
UAB ORLEN Service Lietuva
100%
Juodeikiai, Litwa
Rafineria
Grupa ORLEN Eko
Przetwarzanie i
unieszkodliwianie odpadów
niebezpiecznych
ORLEN Eko Sp. z o.o.
100%
Płock, Polska
Rafineria
ORLEN EkoUtylizacja Sp. z o.o.
100%
Płock, Polska
Rafineria
Grupa ENERGA
Wytwarzanie, dystrybucja, obrót
energią elektryczną i cieplną
oraz obrót gazem
Energa S.A.
90,92%
Gdańsk, Polska
Energetyka
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 Logistyka Sp. z o.o.
100%
Płock, Polska
Energetyka
Energa Prowis Sp. z o.o.
100%
Gdańsk, 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 Wind Service Sp. z o.o.
100%
Gdańsk, Polska
Energetyka
Grupa ORLEN Neptun
Wytwarzanie, przesyłanie,
dystrybucja i handel energią
elektryczną
ORLEN Neptun Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Energetyka
ORLEN Neptun II Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Energetyka
ORLEN Neptun III Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Energetyka
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
26 / 147
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
ORLEN Neptūnas, UAB
100%
Juodeikiai, Litwa
Energetyka
Grupa ORLEN Wind 3
Działalność holdingów
finansowych
ORLEN Wind 3 Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Energetyka
Livingstone Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Energetyka
Nowotna Farma Wiatrowa sp. z o.o.
100%
Gdańsk, Polska
Energetyka
Forthewind sp. z o.o.
100%
Koszalin, Polska
Energetyka
Copernicus Windpark sp. z o.o.
100%
Koszalin, Polska
Energetyka
Ujazd Sp. z o.o.
100%
Poznań, Polska
Energetyka
EW Dobrzyca Sp. z o.o.
100%
Poznań, Polska
Energetyka
Wind Field Wielkopolska Sp. z .o.o.
100%
Poznań, Polska
Energetyka
Grupa PGNiG TERMIKA
PGNiG TERMIKA S.A.
100%
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%
Warszawa, Polska
Energetyka
Grupa ORLEN Upstream
ORLEN Upstream Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Wydobycie
Poszukiwanie i rozpoznanie złóż
węglowodorów, prowadzenie
wydobycia ropy naftowej i gazu
ziemnego
ORLEN Upstream Canada Ltd.
100%
Calgary, Kanada
Wydobycie
KCK Atlantic Holdings Ltd.
100%
Calgary, Kanada
Wydobycie
Grupa LOTOS Upstream
LOTOS Upstream Sp. z o.o.
100%
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
Grupa LOTOS Petrobaltic
LOTOS Petrobaltic S.A.
99,99%
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
Grupa Exalo Drilling
Exalo Drilling S.A.
100%
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
Zakład Gospodarki Mieszkaniowej sp. z o.o. w Pile
100%
Piła, Polska
Wydobycie
Grupa ORLEN Deutschland
ORLEN Deutschland GmbH
100%
Elmshorn, Niemcy
Detal
Sprzedaż paliwa na stacjach
benzynowych
ORLEN Deutschland Betriebsgesellschaft GmbH
100%
Elmshorn, Niemcy
Detal
ORLEN Deutschland Süd Betriebsgesellschaft mbH
100%
Elmshorn, Niemcy
Detal
Grupa RUCH
RUCH S.A.
65%
Warszawa, Polska
Detal
Sprzedaż detaliczna gazet i
artykułów piśmiennych
prowadzona w
wyspecjalizowanych sklepach
Fincores Business Solutions Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Detal
Grupa ORLEN Holding Malta
ORLEN Holding Malta Ltd.
100%
St. Julians, Malta
Funkcje Korporacyjne
Działalność finansowa oraz
zarządzanie innymi podmiotami
Orlen Insurance Ltd.
100%
St. Julians, Malta
Funkcje Korporacyjne
Grupa Polska Spółka Gazownictwa
Polska Spółka Gazownictwa Sp. z o.o.
100%
Tarnów, Polska
Gaz
Dystrybucja paliw gazowych w
systemie sieciowym
Gaz Sp. z o.o.
100%
Błonie, Polska
Gaz
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
27 / 147
PSG Inwestycje Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Gaz
Grupa Gas Storage Poland
Gas Storage Poland Sp. z o.o.
100%
Dębogórze, Polska
Gaz
Wykonywanie zadań operatora
systemu magazynowania
Ośrodek Badawczo-Rozwojowy Górnictwa Surowców Chemicznych
CHEMKOP Sp. z o.o.*
92,82%
Kraków, Polska
Gaz
Grupa PGNiG Supply & Trading
PGNiG Supply & Trading GmbH
100%
Monachium, Niemcy
Gaz
Handel paliwami gazowymi w
systemie sieciowym
PGNiG Supply&Trading Polska Sp. z o.o.*
100%
Warszawa, Polska
Gaz
PST LNG SHIPPING LIMITED*
100%
Londyn, Wielka Brytania
Gaz
PST LNG TRADING LIMITED*
100%
Londyn, Wielka Brytania
Gaz
Grupa GAS - TRADING
GAS - TRADING S.A.*
79,58%
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.*
99,04%
Dębica, Polska
Gaz
Grupa Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych
Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych
100%
Warszawa, Polska
Gaz
Pozostałe ubezpieczenia
osobowe oraz ubezpieczenia
majątkowe
Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych na Życie
100%
Warszawa, Polska
Gaz
Grupa Polska Press
Polska Press Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Funkcje Korporacyjne
Wydawanie gazet
PL24 Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Funkcje Korporacyjne
Pro Media Sp. z o.o.
53%
Opole, Polska
Funkcje Korporacyjne
Grupa ORLEN Ochrona
ORLEN Ochrona Sp. z o.o.
100%
Płock, Polska
Funkcje Korporacyjne
Ochrona osób i mienia
UAB ORLEN Apsauga
100%
Juodeikiai, Litwa
Funkcje Korporacyjne
Grupa PGNiG Serwis
PGNiG Serwis Sp. z o.o.
100%
Lublin, Polska
Funkcje Korporacyjne
Działalność rachunkowo-
księgowa; doradztwo podatkowe
Polskie Centrum Brokerskie sp. z o.o.*
100%
Warszawa, Polska
Funkcje Korporacyjne
Grupa ORLEN Projekt
Płock, Polska
Funkcje Korporacyjne
ORLEN Projekt S.A.
100%
Płock, Polska
Funkcje Korporacyjne
ORLEN Projekt Česká republika s.r.o.
59,91%
Kralupy nad Vltavou, Czechy
Funkcje Korporacyjne
Produkcja konstrukcji
metalowych i ich części
Energa Invest Sp. z o.o.
100%
Gdańsk, Polska
Funkcje Korporacyjne
ENERGOP Sp. z o.o.
74,11%
Sochaczew, Polska
Funkcje Korporacyjne
Grupa PGNiG Bioevolution
PGNiG Bioevolution sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Energetyka
Handel paliwami gazowymi w
systemie sieciowym,
wytwarzanie energii elektrycznej
Bioenergy Project Sp. z o.o.
100%
Warszawa, Polska
Energetyka
CHP Energia Sp. z o.o.
100%
Szepietowo, Polska
Energetyka
Bioutil Sp. z o.o.
100%
Jeżewo, Polska
Energetyka
* spółki nie objęte konsolidacją metodą pełną ze względu na niematerialność
7.2. Zmiany w strukturze udziałowej Grupy ORLEN od 1 stycznia do 31 grudnia 2023
- 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 7.3.2;
- 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 22 marca 2023 roku Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki ORLEN S.A. podjęło uchwałę w sprawie połączenia
Spółki z LOTOS SPV 5 oraz wyrażenia zgody na plan połączenia uzgodniony dnia 7 lutego 2023 roku. Rejestracja
połączenia Spółki z LOTOS SPV 5 Sp. z o.o. nastąpiła w dniu 1 czerwca 2023 roku.
- w dniu 5 kwietnia 2023 roku podpisany został przez ORLEN Unipetrol RPA s.r.o. oraz ORLEN Projekt S.A. akt założenia
nowego podmiotu ORLEN Projekt Česká republika s.r.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 dniu 27 kwietnia 2023 ORLEN Neptun sp. z o.o. podpisał Akt Założycielski oraz Umowę nowej spółki utworzonej na Litwie
pod nazwą UAB ORLEN Neptūnas, która została zarejestrowana w dniu 10 maja 2023 roku;
- w dniu 1 czerwca 2023 roku ORLEN Deutschland nabył 100 % udziałów w spółce Avanti Deutschland GmbH od
austriackiego koncernu naftowego OMV. W tym samym dniu nastąpiła zmiana nazwy spółki na ORLEN Deutschland Süd
Betriebsgesellschaft mbH. Spółka prowadzi działalność w zakresie sprzedaży detalicznej paliw w ramach 17
bezobsługowych stacji paliw.
Grupa oceniła, że składniki majątku i związane z nimi zobowiązania przejęte przez Grupę w ramach tej transakcji nie
stanowią przedsięwzięcia zgodnie z definicją zawartą w MSSF 3, w związku z czym Grupa przypisała cenę nabycia do
poszczególnych możliwych do zidentyfikowania aktywów i zobowiązań i w konsekwencji nie rozpoznała na rozliczeniu
transakcji wartości firmy lub zysku na okazyjnym nabyciu;
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
28 / 147
- w dniu 12 czerwca 2023 roku została zawiązana nowa spółka Energa Prowis Sp. z o.o. w Grupie Energa. Zarejestrowanie
spółki w KRS miało miejsce w dniu 28 czerwca 2023 roku;
- w dniu 3 lipca 2023 roku, zarejestrowane zostało połączenie LOTOS Kolej Sp. z o.o. z ORLEN KolTrans S.A. poprzez
przeniesienie całego majątku spółki ORLEN KolTrans S.A. na spółkę LOTOS Kolej Sp. z o.o.;
- w dniu 3 lipca 2023 roku zostało zarejestrowane połączenie spółki LOTOS Oil Sp. z o.o. (przejmowana) i ORLEN OIL Sp. z
o.o. (przejmująca). W ramach połączenia dokonano podwyższenia kapitału zakładowego i zmiany siedziby spółki ORLEN Oil
Sp. z o.o.;
- w dniu 3 lipca 2023 roku zarejestrowano połączenie spółek: ORLEN Centrum Usług Korporacyjnych Sp. z o.o. (spółka
przejmująca ORLEN CUK) i ENERGA Centrum Usług Wspólnych Sp. z o.o. (spółka przejmowana ENERGA CUW) poprzez
przeniesienie całego majątku ENERGA CUW na ORLEN CUK dokonane w trybie uproszczonym, zgodnie z art. 516 par. 6
KSH (spółka przejmująca jest jedynym wspólnikiem spółki przejmowanej) na podstawie uchwały NZW spółki ENERGA CUW
nr 3/2023 z dnia 29 maja 2023 roku;
- w dniu 28 lipca 2023 roku została zarejestrowana w KRS zmiana nazwy Spółki PGNiG SPV 9 sp. z o.o. na ORLEN
Nieruchomości sp. z o.o.;
- w dniu 31 lipca 2023 roku ENERGA S.A. i ORLEN Projekt S.A. podpisały umowę zbycia przez ENERGA S.A. 100% udziałów
w spółce Energa Invest Sp. z o.o. na rzecz ORLEN Projekt S.A.;
- w dniu 8 sierpnia 2023 roku nastąpiła zmiana udziału kapitałowego ORLEN S.A. w spółce SOLGEN sp. z o.o. Spółka
ORLEN S.A. nabyła 125 udziałów spółki SOLGEN Sp. z o.o. W wyniku tej transakcji od dnia 8 sierpnia 2023 roku ORLEN
S.A. posiada łącznie 500 udziałów (80%) w kapitale zakładowym spółki SOLGEN sp. z o.o.;
- w dniu 25 sierpnia 2023 roku zostało zarejestrowane w Krajowym Rejestrze Sądowym połączenie spółki RUCH S.A.
(„Spółka Przejmująca”) ze spółkami RUCH Nieruchomości V sp. z o.o. oraz RUCH Marketing sp. z o.o. („Spółki
Przejmowane”). Połączenie zostało przeprowadzone w trybie uproszczonym poprzez przeniesienia całego majątku Spółek
Przejmowanych na RUCH S.A. Tym samym nastąpiło uproszczenie struktury w ramach Grupy RUCH S.A., w skład której
obecnie wchodzi jedynie spółka Fincores Business Solution Sp. z o.o.;
- w dniu 2 października 2023 roku zostało zarejestrowane w KRS połączenie spółek ORLEN VC sp. z o.o. i PGNiG Ventures
sp. z o.o. poprzez przeniesienie całego majątku PGNiG Ventures sp. z o.o. na spółkę ORLEN VC sp. z o.o.;
- w dniu 12 października 2023 roku ORLEN Wind 3 sp. z o.o. nabyła od EDP Renewables udziały w trzech spółkach mających
aktywa wiatrowe. Tym samym Grupa Kapitałowa ORLEN Wind 3 powiększyła się o 3 spółki tj. Ujazd Sp. z o.o., EW
Dobrzyca Sp. z o.o., Wind Field Wielkopolska Sp. z .o.o. Szczegółowe informacje w nocie 7.3.3.;
- w dniu 13 października 2023 roku spółka ORLEN Projekt nabyła od Agencji Rozwoju Przemysłu 74,11% udziałów spółki
ENERGOP Sp. z o.o. będącej doświadczonym producentem rurociągów przemysłowych, którego specjalizacją są instalacje
dla sektora rafineryjnego, petrochemicznego i chemicznego, jak również wytwarzanie konstrukcji stalowych, zbiorników i
elementów towarzyszących instalacjom rurociągowym. Właścicielem pozostałych udziałów spółki pozostał Skarb Państwa.
Wartość godziwa przekazanej zapłaty wyniosła 27 mln PLN. Nadwyżka pomiędzy oszacowaną tymczasową wartością
godziwą przejętych aktywów netto a sumą przekazanej zapłaty i udziałów niekontrolujących wycenionych proporcjonalnie do
udziału w aktywach netto była nieistotna i została ujęta w pozostałych przychodach operacyjnych jako zysk na okazyjnym
nabyciu.
- w dniu 1 listopada 2023 roku miało miejsce doręczenie PAO Gazprom (i) decyzji Ministra Rozwoju i Technologii z dnia 10
października 2023 roku o przejęciu 100 procent akcji PAO Gazprom posiadanych w Systemie Gazociągów Tranzytowych
EuRoPol Gaz S.A. na rzecz spółki System Gazociągów Tranzytowych EuRoPol Gaz S.A. w trybie art. 6b ust. 5 ustawy z 13
kwietnia 2022 r. o szczególnych rozwiązaniach w zakresie przeciwdziałania wspieraniu agresji na Ukrainę oraz służących
ochronie bezpieczeństwa narodowego oraz (ii) postanowienia Ministra Rozwoju i Technologii z dnia 13 października 2023
roku o nadaniu tej decyzji rygoru natychmiastowej wykonalności. W związku z powyższym z dniem 1 listopada 2023 roku
ORLEN objął wyłączną kontrolę nad EuRopol Gaz. Szczegółowe informacje w nocie 7.3.5;
- w dniu 8 listopada 2023 roku został zarejestrowany w KRS podział spółki ORLEN Paliwa Spółka z ograniczoną
odpowiedzialnością z siedzibą w Widełce („Spółka Dzielona”) w drodze przeniesienia na spółkę ORLEN Transport Spółka z
ograniczoną odpowiedzialnością z siedzibą w Płocku, („Spółka Przejmująca”) części majątku Spółki Dzielonej w postaci
zorganizowanej części przedsiębiorstwa funkcjonującej jako oddział Spółki Dzielonej pod firmą ORLEN Paliwa spółka z
ograniczoną odpowiedzialnością Oddział Transportu Drogowego w Płocku;
- w dniu 1 grudnia 2023 roku zostało zarejestrowane w KRS połączenie spółek ORLEN Serwis S.A. i LOTOS Serwis Sp. z o.o
- w dniu 12 grudnia 2023 roku spółka ORLEN Wind 3 sp. z o.o. nabyła 2 nowe spółki: Forthewind sp. z o.o. i Copernicus
Windpark sp. z o.o. Szczegółowe informacje w nocie 7.3.4.;
Informacje na temat jednostek współkontrolowanych i stowarzyszonych zostały zaprezentowane w nocie 14.3 .
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
29 / 147
7.3. Rozliczenie transakcji nabycia akcji i udziałów zgodnie z MSSF 3 Połączenia jednostek
7.3.1. 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 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 ORLEN samodzielnie, jako jedyny w Polsce wytwórca
polietylenu LDPE, pokryje około 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.
Pełne 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 Grupa ostatecznie zakończyła proces identyfikacji i
wyceny do wartości godziwej poszczególnych nabytych aktywów i przejętych zobowiązań w ramach zakupu części aktywów
petrochemicznych.
W związku z powyższym, w niniejszym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupa prezentuje finalne wartości godziwe
przejętych aktywów i zobowiązań i dokonuje ostatecznego rozliczenia transakcji zakupu części aktywów petrochemicznych.
Poniżej podsumowano wartości godziwe możliwych do zidentyfikowania głównych pozycji nabytych aktywów i zobowiązań na dzień
przejęcia:
w mln PLN
01/01/2023
Nabyte aktywa
A
263
Aktywa trwałe
127
Rzeczowe aktywa trwałe
112
Wartości niematerialne
3
Aktywa z tytułu praw do użytkowania
3
Aktywa z tytułu podatku odroczonego
9
Aktywa obrotowe
136
Zapasy
62
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności
1
Środki pieniężne
73
Przejęte zobowiązania
B
2
Zobowiązania długoterminowe i krótkoterminowe
2
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
2
Wartość godziwa aktywów netto
C = A - B
261
Wartość godziwa przekazanej zapłaty z tytułu nabycia (Środki pieniężne zapłacone)
D
287
Wartość wcześniej istniejących powiązań
E
71
Wartość firmy
F = D - C + E
97
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.
Zaprezentowane powyżej ostateczne wartości godziwe przejętych aktywów netto nie uległy istotnym zmianom w stosunku do
tymczasowych wartości prezentowanych w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za 2022 rok oraz Raporcie Kwartalnym
za III i IV kwartał 2023 roku.
Rozpoznana w ramach ostatecznego rozliczenia połączenia 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.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
30 / 147
7.3.2. 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
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.
Pełne rozliczenie transakcji
Nabycie udziałów w REMAQ rozliczane jest metodą przejęcia zgodnie z MSSF 3 Połączenia jednostek.
Grupa zakończyła proces identyfikacji i wyceny do wartości godziwej nabytych aktywów i przejętych zobowiązań prowadzony
przez niezależnych ekspertów. W poszczególnych pozycjach bilansu ostateczna wycena nie odbiegała istotnie od tymczasowej
wyceny zaprezentowanej w Raporcie kwartalnym za III i IV kwartał 2023 roku.
Wartość godziwa możliwych do zidentyfikowania głównych pozycji nabytych aktywów i zobowiązań w związku z połączeniem na
dzień przejęcia przedstawia się następująco:
w mln PLN
02/01/2023
Nabyte aktywa
A
118
Aktywa trwałe
31
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
43
Zobowiązania długoterminowe
24
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
Wartość aktywów netto
C=A-B
75
Wartość aktywów netto przypadających na akcjonariuszy jednostki dominującej
D
75
Udział % w kapitale zakładowym
E
100
Wartość udziałów wycenionych proporcjonalnie do udziału w aktywach netto
F=D*E
75
Wartość godziwa przekazanej zapłaty z tytułu przejęcia (Środki pieniężne zapłacone)
G
293
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 257 mln PLN.
Ze względu na przejęcie udziałów spółki REMAQ w dniu 2 stycznia 2023 przychody ze sprzedaży i zysk netto spółki REMAQ są
ujęte w danych skonsolidowanych Grupy za cały publikowany okres.
Udział REMAQ w wypracowanych przez Grupę ORLEN przychodach i wyniku 2023 rok wyniósł odpowiednio 161 mln PLN i 12
mln PLN.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
31 / 147
7.3.3. Transakcja nabycia farm wiatrowych Ujazd, Dobrzyca oraz Dominowo
W dniu 12 października 2023 roku Grupa ORLEN sfinalizowała zakup farm wiatrowych od EDP Renewables Polska poprzez
nabycie 100% udziałów w spółkach Ujazd Sp. z o.o., EW Dobrzyca Sp. z o.o. oraz Wind Field Wielkopolska Sp. z o.o. Transakcja
objęła zakup trzech farm wiatrowych położonych w Wielkopolsce, w pobliżu miejscowości Dobrzyca (49,9 MW), Ujazd (30 MW)
oraz Dominowo (62,4 MW). Zakupione farmy, których łączna moc wynosi 142 MW, mogą dodatkowo zostać rozbudowane o
instalacje fotowoltaiczne o łącznej mocy do około 160 MW, wykorzystując do tego już istniejące przyłącze sieciowe (tzw. cable
pooling). Bezpośrednim właścicielem farm została spółka ORLEN Wind 3.
Wartość godziwa przekazanej zapłaty wyniosła 2 231 mln PLN i obejmowała cenę zakup udziałów, jak również spłatę pożyczek
udzielonych farmom wiatrowym przez byłego udziałowca, będącą niezbędnym warunkiem objęcia kontroli nad farmami.
W wyniku nabycia farm wiatrowych Grupa wzmocniła potencjał wytwórczy koncernu poprzez zwiększenie mocy zainstalowanych
w lądowych farmach wiatrowych. Transakcja jest wynikiem realizacji strategii Grupy mającej na celu zapewnienie niskoemisyjnej
i atrakcyjnej cenowo energii oraz umacnia pozycję Grupy jako jednego z wiodących podmiotów w obszarze transformacji
energetycznej Polski.
Tymczasowe rozliczenie transakcji
Nabycie farm wiatrowych rozliczane jest metodą przejęcia zgodnie z MSSF 3 Połączenia jednostek.
Na dzień sporządzenia niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego rozliczenie księgowe nabycia nie zostało
zakończone, a proces wyceny do wartości godziwej przejętych aktywów netto, w który Grupa zaangażowała zewnętrznych
doradców, 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. 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:
w mln PLN
12/10/2023
Nabyte aktywa
A
949
Aktywa trwałe
899
Rzeczowe aktywa trwałe
807
Aktywa z tytułu praw do użytkowania
30
Aktywa z tytułu podatku odroczonego
62
Aktywa obrotowe
50
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności
27
Należności z tytułu podatku dochodowego
1
Środki pieniężne
16
Przedpłaty
6
Przejęte zobowiązania
B
50
Zobowiązania długoterminowe i krótkoterminowe
50
Zobowiązania z tytułu leasingu
30
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
2
Zobowiązania z tytułu podatku dochodowego
12
Rezerwy
5
Pozostałe zobowiązania
1
Tymczasowa wartość aktywów netto
C = A - B
899
Wartość aktywów netto przypadających na akcjonariuszy jednostki dominującej
D
899
Udział % w kapitale zakładowym
E
100
Wartość udziałów wycenianych proporcjonalnie do udziału w aktywach netto
F = D*E
899
Wartość godziwa przekazanej zapłaty z tytułu nabycia (Środki pieniężne zapłacone)
G
2 231
Tymczasowa wartość firmy
I = G-F
1 332
Wypływ środków pieniężnych netto związany z nabyciem farm wiatrowych, będący różnicą pomiędzy przejętymi środkami
pieniężnymi netto (ujętymi jako przepływy pieniężne z działalności inwestycyjnej) a zapłaconymi środkami pieniężnymi
przekazanymi w ramach zapłaty, wyniósł 2 215 mln PLN.
Grupa oczekuje że w wyniku procesu rozliczenia ceny nabycia, tymczasowo ustalona wartość firmy w kwocie 1 332 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 składników aktywów trwałych.
Gdyby przejęcie farm wiatrowych miało miejsce na początku okresu, przychody ze sprzedaży i zysk netto Grupy za okres 12
miesięcy zakończony 31 grudnia 2023 roku wyniosłyby odpowiednio 373 015 mln PLN i 20 810 mln PLN.
Udział farm wiatrowych w wypracowanych przez Grupę ORLEN przychodach i wyniku za 2023 rok był nieistotny.
7.3.4. Transakcja nabycia farm wiatrowych w Wielkopolsce i na Pomorzu Zachodnim
W dniu 12 grudnia 2023 roku należąca do Grupy ORLEN, spółka ORLEN Wind 3, podpisała umowę przejęcia farm wiatrowych od
brytyjskiej spółki Octopus Renewables Infrastructure Trust PLC, poprzez nabycie 100% udziałów w spółkach Forthewind sp. z o.o.
i Copernicus Windpark sp. z o.o. Transakcja obejmuje instalacje zlokalizowane w Wielkopolsce w miejscowości Kuślin, w pobliżu
Nowego Tomyśla oraz na Pomorzu Zachodnim w miejscowości Krzęcin, koło Choszczna, o łącznej mocy ok. 60 MW.
Wartość godziwa przekazanej zapłaty wyniosła 344 mln PLN.
Zrealizowana transakcja jest kolejnym krokiem w ramach realizowanej przez Grupę ORLEN strategii zwiększania mocy
wytwórczych z odnawialnych źródeł energii i zaangażowania w zielone inwestycje, których celem jest zapewnienie Polakom
dostępu do taniej, bezpiecznej i czystej energii, jak również umożliwienie skutecznej transformacji energetycznej Polski.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
32 / 147
Tymczasowe rozliczenie transakcji
Nabycie farm wiatrowych rozliczane jest metodą przejęcia zgodnie z MSSF 3 Połączenia jednostek.
Na dzień sporządzenia niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego rozliczenie księgowe nabycia nie zostało
zakończone, a proces wyceny do wartości godziwej przejętych aktywów netto, w który Grupa zaangażowała zewnętrznych
doradców, 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 31 grudnia 2023 roku. 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:
w mln PLN
12/12/2023
Nabyte aktywa
A
473
Aktywa trwałe
423
Rzeczowe aktywa trwałe
420
Aktywa z tytułu podatku odroczonego
3
Aktywa obrotowe
50
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności
6
Środki pieniężne
44
Przejęte zobowiązania
B
8
Zobowiązania długoterminowe i krótkoterminowe
8
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
8
Tymczasowa wartość aktywów netto
C = A - B
465
Wartość aktywów netto przypadających na akcjonariuszy jednostki dominującej
D
465
Udział % w kapitale zakładowym
E
100
Wartość udziałów wycenionych proporcjonalnie do udziału w aktywach netto
F=D*E
465
Wartość godziwa przekazanej zapłaty z tytułu nabycia (Środki pieniężne zapłacone)
G
344
Wartość wcześniej istniejących powiązań
H
413
Tymczasowa wartość firmy
I= G + H - F
292
Wypływ środków pieniężnych netto związany z nabyciem farm wiatrowych, będący różnicą pomiędzy przejętymi środkami
pieniężnymi netto (ujętymi jako przepływy pieniężne z działalności inwestycyjnej) a zapłaconymi środkami pieniężnymi
przekazanymi w ramach zapłaty, wyniósł 300 mln PLN.
Grupa oczekuje, że w wyniku procesu rozliczenia ceny nabycia, tymczasowo ustalona wartość firmy w kwocie 292 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 składników aktywów trwałych.
Gdyby przejęcie farm wiatrowych miało miejsce na początku okresu, przychody ze sprzedaży i zysk netto Grupy za okres 12
miesięcy zakończony 31 grudnia 2023 roku wyniosłyby odpowiednio 372 854 mln PLN i 20 659 mln PLN.
Udział farm wiatrowych w wypracowanych przez Grupę ORLEN przychodach i wyniku za 2023 rok był nieistotny.
7.3.5. Transakcja objęcia kontroli nad spółką System Gazociągów Tranzytowych EuRoPol GAZ
W dniu 10 października 2023 roku Minister Rozwoju i Technologii („MRiT”) wydał decyzję w sprawie przejęcia 100% akcji
przysługujących PAO Gazprom w spółce System Gazociągów Tranzytowych EuRoPol GAZ S.A. z siedzibą w Warszawie
(„EuRoPol Gaz”) w trybie art. 6b ust. 5 ustawy z 13 kwietnia 2022 roku o szczególnych rozwiązaniach w zakresie przeciwdziałania
wspieraniu agresji na Ukrainę oraz służących ochronie bezpieczeństwa narodowego („Decyzja”; „ustawa sankcyjna”). W Decyzji
MRiT ustalił wysokość odszkodowania z tytułu przejęcia 100% akcji PAO Gazprom w wysokości 787 mln PLN, które to
odszkodowanie odpowiada wartości rynkowej akcji ustalonej w oparciu o wycenę przygotowaną przez niezależny podmiot
zewnętrzny. Postanowieniem z dnia 13 października 2023 roku MRiT nadał Decyzji rygor natychmiastowej wykonalności
(„Postanowienie”).
Doręczenie Decyzji oraz Postanowienia wszystkim stronom postępowania administracyjnego prowadzonego przez MRiT
skutkowało przejęciem przez EuRoPol Gaz 100% akcji należących do PAO Gazprom z dniem 1 listopada 2023 roku.
W związku z powyższym z dniem 1 listopada 2023 roku ORLEN objął wyłączną kontrolę nad EuRoPol Gaz. Struktura kapitałowa
przed dniem objęcia kontroli kształtowała się następująco: PAO Gazprom 48% akcji, ORLEN S.A. 48% akcji, GAS-TRADING S.A.
4% akcji. Na dzień objęcia kontroli struktura kapitałowa EuRoPol Gaz wyglądała następująco: EuRoPoL Gaz S.A. 48% akcji (akcje
własne, bez prawa głosu), ORLEN S.A. 48% akcji, GAS-TRADING S.A. 4% akcji.
Zgodnie z obowiązującymi przepisami prawa ORLEN zgłosił uprzednio do Prezesa Urzędu Ochrony Konkurencji i Konsumentów
zamiar koncentracji w postaci przejęcia wyłącznej kontroli nad EuRoPol Gaz. W dniu 9 października 2023 roku Prezes Urzędu
Ochrony Konkurencji i Konsumentów, po przeprowadzeniu postępowania antymonopolowego, wydał decyzję nr DKK -236/2023
wyrażającą zgodę na dokonanie ww. koncentracji.
Tymczasowe rozliczenie transakcji
Transakcja objęcia kontroli nad EuRoPol GAZ rozliczana jest metodą przejęcia zgodnie z MSSF 3 Połączenia jednostek.
Na dzień sporządzenia skonsolidowanego sprawozdania finansowego rozliczenie księgowe połączenia nie zostało zakończone, a
proces wyceny do wartości godziwej przejętych aktywów netto, w który Grupa planuje zaangażować zewnętrznych doradców, jest
na bardzo wczesnym etapie. W związku z tym, Grupa zaprezentowała tymczasowe wartości możliwych do zidentyfikowania
aktywów i zobowiązań, które poza opisanymi poniżej pozycjami aktywów trwałych i rezerw, odpowiadają ich wartościom
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
33 / 147
księgowym na dzień połączenia. Grupa planuje dokonać ostatecznego rozliczenia transakcji połączenia w okresie 12 miesięcy od
dnia połączenia.
Wartość tymczasowa możliwych do zidentyfikowania głównych pozycji nabytych aktywów i zobowiązań na dzień nabycia
przedstawia się następująco:
w mln PLN
01/11/2023
Nabyte aktywa
A
3 473
Aktywa obrotowe
3 473
Zapasy
44
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności
102
Należności z tytułu podatku dochodowego
133
Środki pieniężne
3 194
Nabyte zobowiązania
B
2 621
Zobowiązania długoterminowe
1 751
Rezerwy
1 751
Zobowiązania krótkoterminowe
870
Rezerwy
16
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług
826
Przychody przyszłych okresów
28
Tymczasowa Wartość aktywów netto
C = A - B
852
Wartość aktywów netto przypadających na akcjonariuszy jednostki dominującej
D
852
Udział % w kapitale zakładowym z wyłączeniem akcji wlasnych
E
100
Wartość udziałów wycenionych proporcjonalnie do udziału w aktywach netto
F = D*E
852
Wartość godziwa posiadanych udziałów na dzień przejęcia
G
852
I = G - F
-
EuRoPol Gaz jest właścicielem infrastruktury gazowej, obejmującej w szczególności polską część gazociągu Jamał-Europa o
długości około 684 kilometrów, 5 tłoczni gazu oraz punktów połączenia z Krajowym Systemem Przesyłowym, tj. fizycznych punktów
wejścia we Włocławku, Lwówku oraz Mallnow.
W kwietniu 2022 roku Gazprom wstrzymał dostawy gazu w ramach kontraktu jamalskiego. Ponadto w maju 2022 roku Gazprom
poinformował, że ze względu na sankcje nie będzie w przyszłości wykorzystywał gazociągu do eksportu gazu do odbiorców
europejskich. W efekcie powyższych działań, gazociąg jamalski nie przesyła gazu w kierunku podstawowym oraz nie wykorzystuje
żadnej z pięciu tłoczni gazu. Przesył gazu realizowany jest zwrotnie, z Niemiec do Polski, przez punkt Mallnow.
W dniu 29 sierpnia 2022 roku Prezes URE zgodnie z ustawą Prawo Energetyczne wydał decyzję ustalającą treść kolejnej umowy
pomiędzy EuRoPol Gaz a Gaz-System S.A., jako operatorem systemu przesyłowego na odcinku SGT, o powierzenie obowiązków
operatora na polskim odcinku Systemu Gazociągów Tranzytowych Jamał-Europa Zachodnia („SGT”) na okres od 1 stycznia 2023
roku do 6 grudnia 2068 roku. W rezultacie, na mocy Umowy Powierzenia z majątku EuRoPol Gaz wyodrębniono infrastrukturę
SGT, która została objęta zakresem powierzenia, a która obejmuje gazociąg, fizyczny punkt wejścia Mallnow oraz fizyczne punkty
wyjścia Mallnow (tranzyt), Lwówek i Włocławek (do polskiego systemu przesyłowego) („Majątek SGT”). Pozostały majątek,
nieobjęty umową powierzenia, w tym w szczególności 5 tłoczni gazu, obecnie nie jest wykorzystywany. Na podstawie art. 9h ust.
5c Prawa energetycznego spółka EuRoPol Gaz jest zobowiązana do pokrywania kosztów poniesionych przez Gaz-System w
związku z pełnieniem obowiązków operatora z wykorzystaniem Majątku SGT, w części, w jakiej nie zostały one pokryte
przychodami ze świadczonych przez Gaz-System usług z wykorzystaniem Majątku SGT. Na bazie posiadanych na moment
sporządzenia niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego informacji Grupa oceniła, że obowiązująca umowa
powierzenia jest umową rodzącą obciążenia i w ramach tymczasowego rozliczenia połączenia ujęła szacunek rezerwy z tego
tytułu w wysokości 1 741 mln PLN. Ponadto, w związku z powyższym Grupa przyjęła, że tymczasowe wartości przejętych
rzeczowych aktywów trwałych i wartości niematerialnych wynoszą zero.
Szacunek wartości rezerwy, której wysokość uzależniona jest od wielkości przesyłu realizowanego przez Gaz-System w związku
z pełnieniem obowiązków operatora z wykorzystaniem Majątku SGT, jak również tymczasowe wartości przyjęte w odniesieniu do
składników majątku trwałego będą podlegały aktualizacji w kolejnych okresach w wyniku procesu alokacji ceny nabycia, do którego
Grupa również planuje zaangażować zewnętrznego eksperta, który wyceni wszystkie możliwe do zidentyfikowania nabyte aktywa
i przejęte zobowiązania, w tym zobowiązania warunkowe, do wartości godziwych.
Przed objęciem kontroli Grupa ORLEN była w posiadaniu 52% akcji w EuRoPol Gaz i klasyfikowała inwestycję w spółkę EuRoPol
Gaz jako wspólne przedsięwzięcie wyceniane metodą praw własności. W III kwartale 2023 roku Grupa dokonała odpisu
aktualizującego wartość inwestycji w EuRoPol Gaz do ustalonej wartości godziwej odpowiadającej posiadanym przez Grupę
akcjom w tej spółce. Ustalona wartość godziwa wyniosła 852 mln PLN. W ocenie Grupy wartość ta również odzwierciedlała wartość
godziwą posiadanych przez Grupę udziałów w EuRoPol Gaz na dzień przejęcia, w związku z czym Grupa nie ujęła żadnego
dodatkowego wyniku na przeszacowaniu do wartości godziwej przed połączeniem jednostek.
Mając na uwadze, że objęcie kontroli nad EuRoPol Gaz odbyło się bez przekazywania zapłaty (w wyniku objęcia przez EuRoPol
Gaz akcji PAO Gazprom) zgodnie z zasadami MSSF 3 w celu rozliczenia połączenia Grupa zastąpiła wartość godziwą przekazanej
zapłaty wartością godziwą posiadanych przez Grupę udziałów w EuRoPol Gaz na dzień przejęcia.
Gdyby nabycie udziałów EuRoPol GAZ miało miejsce na początku okresu, przychody ze sprzedaży i zysk netto Grupy za okres
12 miesięcy zakończony 31 grudnia 2023 roku wyniosłyby odpowiednio 372 923 mln PLN i 20 764 mln PLN.
Udział EuRoPol Gaz w wypracowanych przez Grupę ORLEN przychodach i wyniku za 2023 rok był nieistotny.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
34 / 147
W dniu 29 grudnia 2023 roku Walne Zgromadzenie EuRoPol GAZ podjęło uchwały, miedzy innymi, o wyrażeniu zgody na zbycie
akcji GAS-TRADING S.A., nabycia akcji GAS-TRADING S.A. w celu umorzenia, jak również zgody na umorzenie łącznie 416.000
akcji własnych (tj. 384.000 akcji PAO Gazprom oraz 32.000 akcji GAS-TRADING S.A.) oraz związanych z powyższym obniżeniu
kapitału zakładowego spółki w drodze zmiany Statutu Spółki zgodnie z art. 455 § 1 Kodeksu spółek handlowych. GAS-TRADING
S.A. pozostał akcjonariuszem EuRoPol Gaz do dnia wykreślenia z rejestru akcjonariuszy tj. do dnia 16 stycznia 2024 roku.
Powyższe decyzje Walnego Zgromadzenia z dnia 29 grudnia 2023 roku zostały zarejestrowane w Krajowym Rejestrze Sądowym
w dniu 5 marca 2024 roku.
7.3.6. Rozliczenie połączeń jednostek mających miejsce w poprzednim roku obrotowym
7.3.6.1. Pełne rozliczenie połączenia z Grupą LOTOS S.A.
W dniu 1 sierpnia 2022 roku nastąpiła rejestracja połączenia ORLEN ze spółką Grupa LOTOS S.A. („Grupa LOTOS”). Szczegóły
dotyczące tej transakcji zostały ujawnione w nocie 7.3.1 do Skonsolidowanego Sprawozdania Finansowego za 2022 rok.
Transakcja połączenia z Grupą LOTOS podlega rozliczeniu metodą przejęcia zgodnie z MSSF 3 Połączenia jednostek. Transakcja
dokonała się poprzez wymianę udziałów kapitałowych, gdzie ORLEN dokonał podwyższenia kapitału zakładowego w drodze emisji
akcji, które zostały następnie przyznane akcjonariuszom Grupy LOTOS. Na bazie dokonanego profesjonalnego osądu, mając na
uwadze fakty i okoliczności związane z transakcją, ORLEN ocenił, że jest jednostką przejmującą, która poprzez transakcję
połączenia, w dniu 1 sierpnia 2022 roku uzyskała kontrolę nad spółką Grupa LOTOS
W Skonsolidowanym Raporcie Półrocznym za I półrocze 2023 roku Grupa zaprezentowała wyniki prac przeprowadzonych przez
niezależnych ekspertów w zakresie procesu identyfikacji i wyceny do wartości godziwej poszczególnych nabytych aktywów i
przejętych zobowiązań, w tym również potencjalnych zobowiązań warunkowych, przejętych w związku z połączeniem z Grupą
LOTOS wynikających z ryzyk regulacyjnych, prawnych, środowiskowych i innych.
Poniżej podsumowano wartości godziwe możliwych do zidentyfikowania głównych pozycji nabytych aktywów i zobowiązań w
związku z połączeniem z Grupą LOTOS na dzień przejęcia:
01/08/2022
Wartości
tymczasowe
prezentowane w
skonsolidowanym
sprawozdaniu
finansowym za
2022 rok
Wpływ
finalizacji
procesu ujęcia
i wyceny do
wartości
godziwej
Ostateczne
wartości
godziwe
Nabyte aktywa
A
35 452
3 822
39 274
Aktywa trwałe
6 380
1 747
8 127
Rzeczowe aktywa trwałe
4 086
1 403
5 489
Wartości niematerialne
57
308
365
Aktywa z tytułu praw do użytkowania
839
62
901
Aktywa z tytułu podatku odroczonego
118
(74)
44
Instrumenty pochodne
158
-
158
Pozostałe aktywa
1 122
48
1 170
Aktywa obrotowe
29 072
2 075
31 147
Zapasy
7 901
1 684
9 585
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności
5 662
84
5 746
Należności z tytułu podatku dochodowego
6
-
6
Środki pieniężne
4 369
(47)
4 322
Aktywa przeznaczone do sprzedaży
7 170
175
7 345
Instrumenty pochodne
90
-
90
Pozostałe aktywa
3 874
179
4 053
Przejęte zobowiązania
B
14 504
1 191
15 695
Zobowiązania długoterminowe
3 801
835
4 636
Kredyty, pożyczki i obligacje
525
-
525
Rezerwy
1 466
447
1 913
Zobowiązania z tytułu podatku odroczonego
1 081
452
1 533
Zobowiązania z tytułu leasingu
637
-
637
Pozostałe zobowiązania
92
(64)
28
Zobowiązania krótkoterminowe
10 703
356
11 059
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
5 815
(22)
5 793
Zobowiązania z tytułu leasingu
203
-
203
Zobowiązania z tytułu umów z klientami
7
-
7
Kredyty, pożyczki i obligacje
474
-
474
Rezerwy
184
28
212
Zobowiązania z tytułu podatku dochodowego
1 833
-
1 833
Pozostałe zobowiązania
196
(1)
195
Instrumenty pochodne
434
434
Depozyty zabezpieczające
106
106
Zobowiązania bezpośrednio związane z aktywami zaklasyfikowanymi jako przeznaczone do
sprzedaży
1 451
351
1 802
Wartość aktywów netto
C = A - B
20 948
2 631
23 579
Wartość godziwa przekazanej zapłaty *
D
15 124
-
15 124
Wartość wcześniej istniejących powiązań
E
91
-
91
Wynik na okazyjnym nabyciu Grupy LOTOS
F = C - D + E
5 915
2 631
8 546
* 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 mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
35 / 147
W stosunku do danych prezentowanych w ramach tymczasowego rozliczenia połączenia z Grupą LOTOS w skonsolidowanym
sprawozdaniu finansowym za 2022 rok, w wyniku ostatecznego zakończenia procesu identyfikacji i wyceny do wartości godziwej
poszczególnych nabytych aktywów i przejętych zobowiązań na dzień połączenia, istotnym zmianom uległy następujące pozycje
aktywów netto:
1) rzeczowe aktywa trwałe, których wartość godziwa w ramach ostatecznego rozliczenia wzrosła do 5 489 mln PLN (wartość
tymczasowa wynosiła 4 086 mln PLN), głównie w wyniku przeszacowania aktywów z tytułu zagospodarowania i wydobycia
zasobów mineralnych w Grupie LOTOS Petrobaltic oraz w Grupie LOTOS Upstream w odniesieniu do złóż zlokalizowanych
w Norwegii.
2) wartości niematerialne, których wartość godziwa w ramach ostatecznego rozliczenia wyniosła 365 mln PLN (wartość
tymczasowa wynosiła 57 mln PLN), głównie w wyniku identyfikacji i rozpoznania wartości godziwej aktywów z tytułu relacji
oraz umów z klientami oraz znaku towarowego LOTOS nieujętych wcześniej w Grupie LOTOS.
3) zapasy, których wartość godziwa w ramach ostatecznego rozliczenia wzrosła do 9 585 mln PLN (wartość tymczasowa
wynosiła 7 901 mln PLN) i wynikała głównie z przeszacowania do wartości godziwych przejętych wyrobów gotowych i
półproduktów oraz produktów w toku byłej spółki Grupa LOTOS.
4) aktywa przeznaczone do sprzedaży oraz zobowiązania bezpośrednio związane z aktywami zaklasyfikowanymi jako
przeznaczone do sprzedaży, których wartość godziwa w ramach finalnego rozliczenia wyniosła odpowiednio 7 345 mln PLN
oraz 1 802 mln PLN (wartości tymczasowe wynosiły odpowiednio 7 170 mln PLN oraz 1 451 mln PLN). W pozycjach tych
Grupa zaprezentowała całość aktywów i zobowiązań spółki Rafineria Gdańska dotyczących działalności bitumenowej oraz
rafineryjnej. Ostateczna wartość godziwa tych grup aktywów i związanych z nimi zobowiązań została ustalona w oparciu o:
(i) cenę zbycia działalności bitumenowej do Unimot Investments oraz cenę zbycia 30% udziałów w spółce Rafineria Gdańska
do Aramco, ustalone pomiędzy stronami poszczególnych umów, oraz (ii) wycenę do wartości godziwej 70% poszczególnych
aktywów i zobowiązań działalności rafineryjnej, która po zbyciu 30% udziałów w spółce Rafineria Gdańska do Aramco jest
ujmowana przez Grupę jako wspólne ustalenie umowne stanowiące wspólne działanie (joint operation).
5) należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności, których wartość godziwa w ramach ostatecznego rozliczenia
wyniosła 5 746 mln PLN i wzrosła o 84 mln PLN w stosunku do wartości tymczasowej głównie w wyniku ujęcia należności z
tytułu sprzedaży ropy wydobywanej na norweskim szelfie kontynentalnym dokonanej przed datą transakcji.
6) pozostałe aktywa w części aktywów obrotowych, w ramach których Grupa zaprezentowała głównie inwestycje w spółkach
objętych Środkami Zaradczymi zaklasyfikowanymi jako aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej przez wynik
finansowy, których wartość na finalnym rozliczeniu wzrosła w stosunku do tymczasowego rozliczenia o 179 mln PLN, do
wartości 4 053 mln PLN, głównie w wyniku procesu ustalenia finalnych cen zbycia pomiędzy stronami poszczególnych
umów, jak również w wyniku ustalenia ostatecznej wartości godziwej wydzielonej części działalności detalicznej Lotos Paliwa
nieobjętej środkami zaradczymi.
7) rezerwy długo- i krótkoterminowe, których wartość godziwa w ramach ostatecznego rozliczenia wzrosła o 475 mln PLN do
wartości 2 125 mln PLN, głównie w związku z rozpoznaniem rezerwy na kontrakty generujące obciążenia w wyniku analizy
umów zawartych przez Spółkę w celu realizacji Środków Zaradczych określonych w decyzji Komisji Europejskiej, jak również
przeszacowaniem rezerw na koszty rekultywacji i usunięcia zanieczyszczeń w odniesieniu do Grupy LOTOS Upstream (złóż
zlokalizowanych w Norwegii) oraz Grupy LOTOS Petrobaltic.
Pozostałe korekty wynikały głównie z zakończonych prac rzeczoznawców majątkowych związanych z wyceną majątku trwałego
(w tym praw wieczystego użytkowania gruntów), odpisaniem sald rozliczeń międzyokresowych przychodów dotyczących dotacji
rozpoznanych przed dniem połączenia, niespełniających definicji przejętych zobowiązań, jak również korekt prezentacyjnych
dostosowujących ujęcie pozycji bilansowych do zasad rachunkowości stosowanych w Grupie ORLEN.
W efekcie powyższych zmian, związanych z wyceną do wartości godziwej, istotnej zmianie uległa także kwota aktywa z tytułu
podatku odroczonego oraz zobowiązania z tytułu podatku odroczonego, których wartość w ramach ostatecznego rozliczenia
została ustalona na poziomie odpowiednio 44 mln PLN i 1 533 mln PLN (tymczasowe wartości wynosiły odpowiednio 118 mln PLN
oraz 1 081 mln PLN). W odniesieniu do pozostałych aktywów netto nie nastąpiły żadne istotne zmiany.
Po dniu połączenia ORLEN z Grupą LOTOS, Urząd Regulacji Energetyki wszczął wobec ORLEN S.A., jako sukcesora prawnego
Grupy LOTOS, dwa postępowania weryfikujące realizację przez Grupę LOTOS Narodowego Celu Wskaźnikowego odpowiednio
za 2020 rok oraz 2021 rok. Oba postępowania są związane ze standardowymi, rutynowymi działaniami Prezesa URE,
wynikającymi z art. 28j ustawy o biokomponentach i biopaliwach ciekłych i polegają na weryfikacji złożonych przez Grupę LOTOS
sprawozdań dotyczących NCW, które analogicznie zostały przeprowadzone za 2020 rok i lata poprzednie w stosunku do samej
spółki ORLEN.
W wyniku badania sprawozdań dotyczących realizacji przez Grupę LOTOS obowiązku NCW za 2020 i 2021 rok, Spółka została
wezwana przez Prezesa URE do uzupełnienia opłaty zastępczej w wysokości 1 mln PLN za 2020 rok, którą uiściła w czerwcu
2023 roku oraz ok. 2,8 mln PLN za 2021 rok, którą spółka uiściła w dniu 26 styczniu 2024 roku.
W związku z powyższym, jak również w oparciu o szczególne wytyczne zawarte w MSSF 3 dotyczące ujmowania zobowiązań
warunkowych istniejących na dzień przejęcia, Spółka nie ujęła w ramach pełnego rozliczenia połączenia, jak również na dzień
bilansowy, żadnej dodatkowej rezerwy z tego tytułu.
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 ORLEN a Grupą LOTOS S.A., które wygasły z mocy prawa w
wyniku rejestracji połączenia.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
36 / 147
Ostateczna wartość godziwa nabytych należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych należności na dzień przejęcia wyniosła
5 746 mln PLN przy czym wartość brutto tych należności wynikająca z zawartych umów wyniosła 5 825 mln PLN na ten dzień.
Zgodnie z najlepszym szacunkiem, Grupa uznaje spłatę wykazanych należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych
należności w wysokości 5 746 mln PLN za prawdopodobną.
Na dzień przejęcia wartość godziwa możliwych do zidentyfikowania aktywów i zobowiązań, po uwzględnieniu wartości wcześniej
istniejących powiązań, przewyższa wartość godziwą przekazanej zapłaty o kwotę 8 546 mln PLN, która została ujęta w
skonsolidowanym sprawozdaniu z zysków lub strat i innych całkowitych dochodów za okres 12 miesięcy 2022 roku jako zysk z
tytułu okazyjnego nabycia w ramach pozostałych przychodów operacyjnych. W wyniku zmian w wartości godziwej aktywów netto
Grupy LOTOS opisanych powyżej, wartość zysku z tytułu okazyjnego nabycia w ramach ostatecznego rozliczenia transakcji uległa
zwiększeniu o kwotę 2 631 mln PLN w stosunku do prezentowanej w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym za 2022 rok
wartości tymczasowej 5 915 mln PLN.
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 dokonała przeglądu przeprowadzonych procedur
identyfikacji i wyceny wszystkich pozycji wpływających na kalkulację wyniku na transakcji i uznała ujęcie zysku z tytułu okazyjnego
nabycia za uzasadnione.
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 okresie przed połączeniem niedoszacowania wartości rynkowej akcji spółek 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 28
096 mln PLN i 11 502 mln PLN. Gdyby połączenie miało miejsce na początku okresu, przychody ze sprzedaży wyniosłyby 397
238 mln PLN a zysk netto Grupy (pomniejszony o zysk z tytułu okazyjnego nabycia Grupy LOTOS) byłby na poziomie 18 168 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.
7.3.6.2. Pełne rozliczenie połączenia z PGNIG S.A.
W dniu 2 listopada 2022 roku nastąpiła rejestracja połączenia ORLEN ze spółką Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A.
(„PGNiG”). Szczegóły dotyczące tej transakcji zostały ujawnione w nocie 7.3.2 do skonsolidowanego sprawozdania finansowego
za 2022 rok.
Transakcja połączenia z Grupą PGNiG podlega rozliczeniu metodą przejęcia zgodnie z MSSF 3 Połączenia jednostek. Transakcja
dokonała się poprzez wymianę udziałów kapitałowych, gdzie ORLEN dokonał podwyższenia kapitału zakładowego w drodze emisji
akcji, które zostały następnie przyznane akcjonariuszom Grupy PGNiG, dlatego też ORLEN dokonał oceny faktów i okoliczności
związanych z transakcją w celu ustalenia, która z łączących się spółek jest jednostką przejmującą. Na bazie dokonanego
profesjonalnego osądu, ORLEN ocenił, że jest jednostką przejmującą, która poprzez transakcję połączenia, w dniu 2 listopada
2022 roku uzyskała kontrolę nad spółką PGNiG.
Na dzień sporządzenia niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego Grupa ostatecznie zakończyła przeprowadzany
przez niezależnych ekspertów proces identyfikacji i wyceny do wartości godziwej poszczególnych nabytych aktywów i przejętych
zobowiązań, obejmującą również wycenę aktywów i zobowiązań z tytułu kontraktów obowiązujących na moment połączenia.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
37 / 147
W związku z powyższym, w niniejszym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupa prezentuje finalne wartości godziwe
przejętych aktywów i zobowiązań i dokonuje ostatecznego rozliczenia transakcji połączenia z Grupą PGNiG.
02/11/2022
Wartości tymczasowe
prezentowane w
skonsolidowanym
sprawozdaniu za 2022
rok
Wpływ finalizacji
procesu ujęcia i
wyceny do
wartości
godziwej
Ostateczne
wartości
godziwe
Nabyte aktywa
A
126 735
38 812
165 547
Aktywa trwałe
65 007
23 431
88 438
Rzeczowe aktywa trwałe
49 679
16 560
66 239
Wartości niematerialne
1 567
301
1 868
Aktywa z tytułu praw do użytkowania
2 918
2 000
4 918
Aktywa z tytułu podatku odroczonego
4 952
1 585
6 537
Instrumenty pochodne
2 465
(1 445)
1 020
Aktywa z tytułu kontraktów wycenionych na moment rozliczenia połączenia jednostek
-
4 265
4 265
Pozostałe aktywa
3 426
165
3 591
Aktywa obrotowe
61 728
15 381
77 109
Zapasy
18 136
(8 003)
10 133
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności
8 414
753
9 167
Należności z tytułu podatku dochodowego
655
-
655
Środki pieniężne
12 685
(1 252)
11 433
Aktywa przeznaczone do sprzedaży
20
(13)
7
Instrumenty pochodne
9 404
(1 504)
7 900
Aktywa z tytułu kontraktów wycenionych na moment rozliczenia połączenia jednostek
-
23 498
23 498
Pozostałe aktywa
12 414
1 902
14 316
Przejęte zobowiązania
B
91 060
33 157
124 217
Zobowiązania długoterminowe
21 880
9 572
31 452
Kredyty, pożyczki i obligacje
164
-
164
Rezerwy
3 999
(121)
3 878
Zobowiązania z tytułu podatku odroczonego
5 648
3 132
8 780
Zobowiązania z tytułu leasingu
2 238
(526)
1 712
Zobowiązania z tytułu kontraktów wycenionych na moment rozliczenia połączenia jednostek
-
7 868
7 868
Pozostałe zobowiązania
9 831
(781)
9 050
Zobowiązania krótkoterminowe
69 180
23 585
92 765
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
16 459
(5 176)
11 283
Zobowiązania z tytułu leasingu
614
(257)
357
Zobowiązania z tytułu umów z klientami
3 772
(974)
2 798
Kredyty, pożyczki i obligacje
13 825
(2)
13 823
Rezerwy
2 467
67
2 534
Zobowiązania z tytułu podatku dochodowego
8 754
-
8 754
Zobowiązania z tytułu kontraktów wycenionych na moment rozliczenia połączenia jednostek
-
31 977
31 977
Pozostałe zobowiązania
23 289
(2 050)
21 239
Wartość godziwa aktywów netto
C = A - B
35 675
5 655
41 330
Wartość godziwa przekazanej zapłaty *
D
31 022
-
31 022
Wartość wcześniej istniejących powiązań
E
(3 598)
7 237
3 639
Wartość udziałów niekontrolujących
F
-
28
28
Wynik na okazyjnym nabyciu Grupy PGNiG
G = C - D - E - F
8 251
(1 610)
6 641
* 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 stosunku do danych prezentowanych w ramach tymczasowego rozliczenia połączenia z Grupą PGNiG w skonsolidowanym
sprawozdaniu finansowym za 2022 rok, w wyniku ostatecznego zakończenia procesu identyfikacji i wyceny do wartości godziwej
poszczególnych nabytych aktywów i przejętych zobowiązań na dzień połączenia, zmianom uległy następujące pozycje aktywów
netto:
1) rzeczowe aktywa trwałe, których wartość godziwa w ramach ostatecznego rozliczenia wzrosła do 66 239 mln PLN (wartość
tymczasowa wynosiła 49 679 mln PLN), głównie w wyniku przeszacowania obiektów inżynierii lądowej i wodnej oraz
budynków i lokali w byłej spółce PGNIG S.A oraz aktywów z tytułu zagospodarowania i wydobycia zasobów mineralnych w
spółce PGNiG Upstream Norway AS w odniesieniu do złóż zlokalizowanych w Norwegii;
2) wartości niematerialne, których wartość godziwa w ramach ostatecznego rozliczenia wzrosła do 1 868 mln PLN (wartość
tymczasowa wynosiła 1 567 mln PLN), głównie w wyniku przeszacowania licencji i programów komputerowych w byłej
spółce PGNiG S.A.;
3) aktywa z tytułu prawa do użytkowania, których wartość godziwa w ramach ostatecznego rozliczenia wzrosła do 4 918 mln
PLN (wartość tymczasowa wynosiła 2 918 mln PLN), głównie w wyniku przeszacowania praw wieczystego użytkowania
gruntów w byłej spółce PGNiG S.A. oraz w PGNIG Obrót Detaliczny Sp. z o.o., jak również przeszacowania praw
wieczystego użytkowania gruntów oraz umieszczeń w pasie drogowym w spółce Polska Spółka Gazownictwa sp. z o.o.;
4) aktywa z tytułu instrumentów pochodnych (prezentowane w aktywach trwałych i obrotowych), których wartość godziwa
spadła do 8 920 mln PLN (wartość tymczasowa wynosiła 11 869 mln PLN), głównie w wyniku przeszacowania instrumentów
pochodnych do wartości godziwej przy zastosowaniu cen rynkowych na dzień połączenia oraz wprowadzonych korekt
prezentacyjnych;
5) aktywa oraz zobowiązania z tytułu kontraktów na zakup i sprzedaż gazu, energii elektrycznej oraz uprawnień do emisji CO
2
ujęte i wycenione w wartości godziwej na moment rozliczenia połączenia, które zostały zaprezentowane jako odrębne
pozycje w powyższym podsumowaniu w wartości netto (12 082) mln PLN; Kontrakty terminowe dotyczące zakupu bądź
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
38 / 147
sprzedaży aktywów niefinansowych, które są zawierane i utrzymywane z zamiarem rozliczenia tych transakcji poprzez
fizyczną dostawę aktywów w celu ich wykorzystania na potrzeby własne, są wyłączone z zakresu MSSF 9, czyli nie
podlegają wycenie na dzień bilansowy i mogą być ujmowane jedynie pozabilansowo do momentu realizacji dostawy w
ramach kontraktu. Tym samym wszelkie tego rodzaju kontrakty zawarte przez spółki z byłej Grupy kapitałowej PGNiG i
obowiązujące na dzień połączenia nie były odzwierciedlone w prezentowanych w ramach tymczasowego rozliczenia
księgowych wartościach aktywów i zobowiązań. W ramach rozliczenia połączenia, zgodnie z zasadami MSSF 3, kontrakty te
zostały wycenione do wartości godziwej. Ujęte w ramach ostatecznego rozliczenia połączenia aktywa i zobowiązania z tytułu
kontraktów odzwierciedlają ich wartość godziwą ustaloną jako różnica pomiędzy ceną kontraktową a ceną rynkową na datę
połączenia;
6) zapasy, których wartość godziwa w ramach ostatecznego rozliczenia spadła do 10 133 mln PLN (wartość tymczasowa
wynosiła 18 136 mln PLN), głównie w wyniku przeszacowania do wartości godziwej przejętych zapasów gazu PGNiG;
7) należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności, których wartość godziwa w ramach ostatecznego rozliczenia
wzrosła do 9 167 mln PLN (wartość tymczasowa wynosiła 8 414 mln PLN), głównie w wyniku finalizacji procesu identyfikacji i
rozliczenia wcześniej istniejących powiązań pomiędzy Grupą ORLEN a Grupą PGNiG, oraz zidentyfikowanych korekt
prezentacyjnych w wyniku dostosowania polityk rachunkowości Grupy PGNiG do polityk Grupy ORLEN;
8) środki pieniężne, których wartość godziwa w ramach ostatecznego rozliczenia wyniosła 11 433 mln PLN (wartość
tymczasowa wynosiła 12 685 mln PLN) i zmieniła się w związku ze zmianą prezentacji depozytów zabezpieczających i ich
reklasyfikacją do pozycji Pozostałe aktywa krótkoterminowe;
9) rezerwy długo- i krótkoterminowe, których wartość godziwa w ramach ostatecznego rozliczenia spadła o 54 mln PLN do
wartości 6 412 mln PLN, głównie w związku z wyceną na datę połączenia rezerw na świadczenia emerytalne i podobne,
przeszacowaniem rezerwy na rekultywacje oraz wprowadzonymi korektami prezentacyjnymi;
10) zobowiązania z tytułu dostaw i usług, których wartość godziwa w ramach ostatecznego rozliczenia spadła do 11 283 mln
PLN (wartość tymczasowa wynosiła 16 459 mln PLN) głównie w związku z finalizacją procesu identyfikacji i rozliczenia
wcześniej istniejących powiązań pomiędzy Grupa ORLEN a Grupą PGNiG oraz wprowadzeniem korekt prezentacyjnych w
wyniku dostosowania polityk rachunkowości Grupy PGNiG do polityk Grupy ORLEN;
11) zobowiązania z tytułu leasingu, których wartość godziwa w ramach ostatecznego rozliczenia spadła do 2 069 mln PLN
(wartość tymczasowa wynosiła 2 852 mln PLN), głównie w związku z wyceną zobowiązań z tytułu leasingu według
aktualnych na datę połączenia stóp dyskontowych;
12) zobowiązania z tytułu umów z klientami, których wartość godziwa w ramach ostatecznego rozliczenia wyniosła 2 798 mln
PLN (wartość tymczasowa wynosiła 3 772 mln PLN) i zmieniła się głównie w wyniku wprowadzonej na dzień połączenia
korekty prezentacyjnej kwoty otrzymanych rekompensat do cen gazu dla klientów wrażliwych, które będą podlegać zwrotowi
do Zarządcy Rozliczeń.
W efekcie powyższych zmian, związanych z wyceną do wartości godziwej, istotnej zmianie uległa także kwota aktywa z tytułu
podatku odroczonego oraz zobowiązania z tytułu podatku odroczonego, których wartość w ramach ostatecznego rozliczenia
została ustalona na poziomie odpowiednio 6 537 mln PLN i 8 780 mln PLN (tymczasowe wartości wynosiły odpowiednio 4 952
mln PLN i 5 648 mln PLN). W odniesieniu do pozostałych pozycji aktywów netto nie nastąpiły żadne istotne zmiany.
W ramach transakcji nastąpiło rozliczenie wcześniej istniejących powiązań pomiędzy Grupą ORLEN oraz byłą Grupą PGNiG w
oszacowanej wartości godziwej 3 639 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 ORLEN a Grupą PGNiG, które wygasły z mocy prawa w wyniku
rejestracji połączenia oraz oszacowanej wartości godziwej rozliczonych w wyniku połączenia nieujętych w bilansie istniejących
kontraktów na dostawy gazu pomiędzy PGNiG oraz ORLEN w kwocie 152 mln PLN, która została ujęta w ramach pozostałych
przychodów operacyjnych.
Ostateczna wartość godziwa nabytych należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych należności na dzień przejęcia wyniosła
9 167 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 9 167 mln PLN za prawdopodobną. Ponadto wartość godziwa nabytych pożyczek, głównie udzielonych
do spółki Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A., prezentowanych w ramach pozostałych aktywów długo i krótkoterminowych
wyniosła 423 mln PLN, przy czym wartość brutto należności z tytułu tych pożyczek wyniosła 979 mln PLN. Zgodnie z najlepszym
szacunkiem, Grupa uznaje spłatę wykazanych należności z tytułu pożyczek w wysokości 423 mln PLN za prawdopodobną.
Na dzień przejęcia wartość godziwa netto możliwych do zidentyfikowania nabytych aktywów i przejętych zobowiązań, po
uwzględnieniu rozliczenia wcześniej istniejących powiązań, przewyższa wartość godziwą przekazanej zapłaty o kwotę 6 641 mln
PLN, która została ujęta w skonsolidowanym sprawozdaniu z zysków lub strat i innych całkowitych dochodów za okres 12 miesięcy
2022 roku jako zysk z tytułu okazyjnego nabycia w ramach pozostałych przychodów operacyjnych. W wyniku zmian w wartości
godziwej aktywów netto Grupy PGNiG opisanych powyżej, wartość zysku z tytułu okazyjnego nabycia w ramach ostatecznego
rozliczenia transakcji uległa zmniejszeniu o kwotę 1 610 mln PLN w stosunku do prezentowanej w skonsolidowanym sprawozdaniu
finansowym za 2022 rok wartości tymczasowej 8 251 mln PLN.
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 dokonała przeglądu przeprowadzonych procedur
identyfikacji i wyceny wszystkich pozycji wpływających na kalkulację wyniku na transakcji i uznała ujęcie zysku z tytułu okazyjnego
nabycia za uzasadnione .
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
39 / 147
Parytet wymiany w ramach planu połączenia został ustalony w oparciu o różne powszechnie akceptowane metody wyceny. W
momencie ustalenia parytetu połączenie ORLEN oraz Grupy LOTOS było nadal w trakcie realizacji i dokładny wpływ fuzji na
notowania ORLEN nie był znany. Na potrzeby wyceny założono, że połączona Grupa 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.
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 wynik netto za 2022 rok wyniósł odpowiednio 58
818 mln PLN i 13 917 mln PLN. Gdyby połączenie miało miejsce na początku okresu, przychody ze sprzedaży wyniosłyby 479
263 mln PLN a zysk netto Grupy (pomniejszony o zysk z tytułu okazyjnego nabycia Grupy PGNiG) byłby na poziomie 18 194 mln
PLN.
Koszty związane z emisją Akcji Połączeniowych w ramach połączenia z Grupą PGNiG wyniosły 27 mln PLN i zostały ujęte jako
pomniejszenie kapitału własnego w ramach pozycji Kapitał z emisji akcji powyżej ich wartości nominalnej.
Jak opisano w nocie 7.3.2 Skonsolidowanego Sprawozdania Finansowego za 2022 rok, w związku z połączeniem z PGNIG spółka
ORLEN została zobligowana do spełnienia 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, było 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”),
operatorem systemu magazynowania paliw gazowych, na rzecz niezależnego inwestora. Realizacja ww. środka zaradczego miała
nastąpić w ciągu 12 miesięcy od daty połączenia ORLEN i PGNiG. Zobowiązania Spółki wynikające z decyzji Prezesa UOKiK
uwzględniały także obowiązek zawarcia umowy powierzającej GSP lub jego następcy prawnemu obowiązki operatora systemu
magazynowania paliwa gazowego na okres przynajmniej 10 lat. Sprzedaż GSP mogła zostać dokonana wyłącznie do podmiotu
gwarantującego, że działalność operatora systemu magazynowania paliw gazowych będzie realizowana z uwzględnieniem
bezpieczeństwa energetycznego państwa.
W dniu 8 listopada 2023 roku Prezes UOKiK wydaną decyzją przedłużył do dnia 2 maja 2024 roku termin na realizację warunku
dotyczącego zbycia udziałów w GSP na rzecz niezależnego inwestora. Pismem z dnia 6 grudnia 2023 roku Prezes UOKiK
zaakceptował zgłoszonego przez ORLEN Inwestora, spółkę Gaz-System S.A., jako potencjalnego nabywcę GSP, spełniającego
wymagania określone dla Niezależnego Inwestora w Decyzji. W dniu 18 grudnia 2023 roku została podpisana Nowa Umowa
Powierzenia z GSP – Operatorem Systemu Magazynowania. Ponadto w dniu 6 lutego 2024 roku Nadzwyczajne Walne
Zgromadzenie ORLEN wyraziło zgodę na zbycie posiadanych przez Spółkę 100% udziałów w spółce GSP z siedzibą w Dębogórzu.
W dniu 14 marca 2024 roku ORLEN zawarł z Gaz-System S.A. Warunkową Umowę Sprzedaży 100% udziałów w GSP. Do
finalizacji transakcji niezbędna jest zgoda na objęcie udziałów GSP przez Gaz-System S.A. wydana przez Prezesa UOKiK w
postępowaniu antymonopolowym, przy czym do terminu przewidzianego na realizację wskazanego środka zaradczego nie wlicza
się okresu trwania postępowania antymonopolowego w sprawie koncentracji GSP i Gaz-System S.A. W dniu 22 marca 2024 roku
Gaz-System S.A. złożył wniosek koncentracyjny do UOKiK. Grupa oczekuje że zbycie udziałów w GSP nastąpi w terminie
zgodnym ze zmienioną decyzją Prezesa UOKiK, biorąc pod uwagę uwzględnienie czasu trwania postępowania
antymonopolowego.
7.3.6.3. Pełne rozliczenie nabycia akcji Normbenz
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”). Szczegóły dotyczące tej transakcji zostały ujawnione w nocie 7.3.3 do Skonsolidowanego
Sprawozdania Finansowego za 2022 rok.
Na dzień sporządzenia niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego Grupa ostatecznie zakończyła proces
identyfikacji i wyceny do wartości godziwej poszczególnych nabytych aktywów i przejętych zobowiązań w ramach nabycia akcji
Normbenz.
W związku z powyższym, w niniejszym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym Grupa prezentuje finalne wartości godziwe
przejętych aktywów i zobowiązań i dokonuje ostatecznego rozliczenia transakcji zakupu Normbenz.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
40 / 147
Poniżej podsumowano wartości godziwe możliwych do zidentyfikowania głównych pozycji nabytych aktywów i zobowiązań na
dzień przejęcia:
w mln PLN
01/12/2022
Nabyte aktywa
A
253
Aktywa trwałe
222
Rzeczowe aktywa trwałe
182
Wartości niematerialne
10
Aktywa z tytułu prawa do użytkowania
16
Aktywa z tytułu podatku odroczonego
14
Aktywa obrotowe
31
Zapasy
14
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności
11
Środki pieniężne
6
Nabyte zobowiązania
B
84
Zobowiązania długoterminowe
15
Zobowiązania z tytułu leasingu
15
Zobowiązania krótkoterminowe
69
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
49
Zobowiązania z tytułu leasingu
1
Kredyty, pożyczki i obligacje
19
Wartość aktywów netto
C = A - B
169
Wartość aktywów netto przypadających na akcjonariuszy jednostki dominującej
D
169
Udział % w kapitale zakładowym
E
100
Wartość udziałów wycenionych proporcjonalnie do udziału w aktywach netto
F = D*E
169
Wartość godziwa przekazanej zapłaty z tytułu przejęcia (Środki pieniężne zapłacone)
G
479
Wartość firmy
I = G - F
310
Zaprezentowane powyżej ostateczne wartości godziwe przejętych aktywów netto nie uległy istotnym zmianom w stosunku do
tymczasowych wartości prezentowanych w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za 2022 rok oraz Raporcie Kwartalnym
za III i IV kwartał 2023 roku. W maju 2023 roku, w wyniku procesu ustalenia finalnej ceny zbycia pomiędzy stronami umowy,
wartość godziwa przekazanej zapłaty wzrosła o 14 mln PLN i ostatecznie wyniosła 479 mln PLN. W związku z powyższym w
stosunku do danych prezentowanych w Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za 2022 rok zmianie uległa również
ustalona wartość firmy, która w ramach ostatecznego rozliczenia wyniosła 310 mln PLN.
Rozpoznana w ramach rozliczenia połączenia wartość firmy przedstawia wartość aktywów, których nie można było ująć odrębnie
zgodnie z wymogami MSR 38 - Wartości niematerialne, w tym w szczególności oczekiwanych korzyści i synergii w Grupie w
ramach realizowanej strategii zakładającej ekspansję sieci sprzedaży i wzrost udziału stacji zagranicznych.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
41 / 147
SYTUACJA FINANSOWA GRUPY
8. WPŁYW KONFLIKTÓW ZBROJNCH NA DZIAŁALNOŚĆ OPERACYJNĄ I FINANSOWĄ GRUPY
Rok 2023 charakteryzował się złożonością i mniejszą przewidywalnością rynków, na których działa Grupa. Zmiany w otoczeniu
makroekonomicznym, burzliwe otoczenie geopolityczne, w tym wojny w Ukrainie i na Bliskim Wschodzie i ich wpływ na rynki
światowe, przepływy handlowe oraz bezpieczeństwo energetyczne powodowały zmienność cen produktów rafineryjnych i
petrochemicznych oraz surowców, w tym ropy i gazu, a także cen energii i uprawnień do emisji CO
2
. W 2023 roku gospodarka
światowa zmagała się także z gwałtownym zaostrzeniem działań politycznych państw, zwłaszcza w zakresie polityki pieniężnej,
w odpowiedzi na rosnącą inflację, co miało wpływ na notowania kursów walut z trudnym do przewidzenia kierunkiem oraz skalą
wpływu na marże. Atak terrorystyczny Hamasu na Izrael zapoczątkował nowy kryzys na Bliskim Wschodzie, który bezpośrednio
wpłynął na niepewność i zmienność cen. Pod koniec 2023 roku występujące zakłócenia w żegludze na Morzu Czerwonym
spowodowane atakiem rebeliantów Houthi na tankowce jeszcze bardziej pogorszyły sytuację w całym regionie. Eskalacja ataków
i zwiększona niestabilność geopolityczna miała wpływ na światowe ceny ropy naftowej i paliw, narażając je na dużą zmienność,
widoczną zwłaszcza na nadal napiętych rynkach paliw. Chociaż nie jest pewne, czy dalszy wzrost napięcia na Morzu Czerwonym
może mieć istotny wpływ na ceny ropy naftowej i paliw w długim okresie, to Grupa oczekuje, że będzie on miał wpływ na koszty
logistyki i transportu tą drogą na rynkowe marże rafineryjne.
Trwający konflikt zbrojny na Ukrainie oraz jego dalszy wpływ na działalność operacyjną i finansową Grupy uzależniony jest
zarówno od realizacji możliwych scenariuszy przebiegu wojny w Ukrainie w kolejnych okresach, jak i od podtrzymywania lub
nakładania nowych zakazów w ramach polityki sankcyjnej, a także od wprowadzania działań regulacyjnych, ograniczających
relacje handlowe z Rosją oraz innymi państwami popierającymi jej działania zbrojne w Ukrainie.
Konflikt w strefie Gazy nie wpłynął bezpośrednio na działalność Grupy, jednak z uwagi na ryzyko dalszej eskalacji Grupa stale
monitoruje sytuację z nim związaną.
Opis dokonań Grupy i czynników mających istotny wpływ na dane finansowe prezentowane przez Grupę na dzień 31 grudnia 2023
roku został przedstawiony w nocie 9.
Ryzyka związane z łańcuchem dostaw
W procesach operacyjnych realizowanych w ramach Grupy dotychczas nie wystąpiły żadne istotne zakłócenia, 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 bez zakłóceń. 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 i gazu z alternatywnych źródeł.
Od wybuchu wojny w Ukrainie Grupa ORLEN zrezygnowała ze sprowadzania rosyjskiej ropy naftowej drogą morską oraz gotowych
paliw z Rosji. Od początku lutego 2023 roku, po wygaśnięciu kontraktu z firmą Rosnieft, dostawy rosyjskiej ropy pokrywały tylko
około 10 proc. zapotrzebowania Grupy ORLEN na ten surowiec. Były to wyłącznie dostawy rurociągowe, na które nie zostały
wprowadzone międzynarodowe sankcje. Pod koniec lutego 2023 roku strona rosyjska wstrzymała dostawy do Polski rurociągiem
Przyjaźń, co w konsekwencji doprowadziło do wypowiedzenia z firmą Tatneft ostatniego kontraktu na rurociągowe dostawy ropy
naftowej do Polski z kierunku rosyjskiego. W związku z powyższym obecnie nie są realizowane dostawy ropy rosyjskiej do Polski.
W ostatnim okresie Grupa podejmowała intensywne działania na rzecz dywersyfikacji portfela i obecnie dostawy mogą odbywać
się wyłącznie drogą morską. Grupa realizuje dostawy ropy naftowej 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 ORLEN zawarł w 2022 roku strategiczny kontrakt na dostawy ropy naftowej. W 2023 roku zawarto
również długoterminowy kontrakt ze spółką BP na dostawy norweskiej ropy Johan Sverdrup. Tym samym, w ocenie Grupy,
wstrzymanie dostaw ropy REBCO z Rosji nie będzie mieć wpływu na zaopatrzenie odbiorców Grupy w jej produkty, w tym benzynę
i olej napędowy. Jednak ograniczenia dostępności ropy REBCO i zastępowanie jej innymi dostępnymi, droższymi ropami przekłada
się na zwiększenie kosztów produkcji w segmentach rafineria i petrochemia.
Grupa na bieżąco monitoruje oraz prognozuje stany zapasów operacyjnych ropy naftowej oraz weryfikuje założenia do przyjętego
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.
Grupa podlega licznym obowiązkom wynikającym z Ustawy z dnia 16 lutego 2007 roku 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 Grupa wspiera czeski rząd, który podjął działania w
celu modernizacji ropociągów i rozbudowy ich przepustowości, co umożliwi zmniejszenie zależności od importu ropy z Rosji.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
42 / 147
Obecnie rurociągi, które dostarczają rosyjską ropę do Czech, nadal są wyłączone z sankcji, w związku z infrastrukturalnymi
ograniczeniami, które uniemożliwiają pełne pokrycie czeskiego zapotrzebowania na ropę z alternatywnych kierunków.
W związku z połączeniem ORLEN z PGNiG w dniu 2 listopada 2022 roku, ORLEN, jako następca prawny PGNiG, na bieżąco
monitoruje sytuację w zakresie realizacji dostaw gazu ziemnego do polskiego systemu przesyłowego. Dzięki zarezerwowanym
mocom przesyłowym, ORLEN może realizować dostawy gazu ziemnego do Polski z różnych kierunków, m.in. dostawy gazu LNG
(głównie z Kataru i Stanów Zjednoczonych) z wykorzystaniem Terminala LNG w Świnoujściu i/lub Terminala LNG w Kłajpedzie,
jak również dostawy z Norweskiego Szelfu Kontynentalnego przez gazociąg Baltic Pipe. 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 Grupy na globalnym rynku LNG.
Wstrzymanie przez Gazprom dostaw gazu ziemnego do Polski w kwietniu 2022 roku przyśpieszyło dywersyfikację importu. Szybka
i efektywna reorganizacja dostaw w Spółce zapewniła bezpieczeństwo polskim odbiorcom tego surowca importem z różnych
kierunków. Z końcem 2022 roku wygasł długoterminowy kontrakt na zakup gazu ziemnego z Gazprom a rok 2023 był pierwszym
pełnym rokiem bez importu gazu ziemnego z Rosji. W trakcie 2023 roku kontynuowane były działania mające na celu dochodzenie
i zabezpieczenie roszczeń Grupy związanych ze wstrzymaniem dostaw gazu ziemnego przez Gazprom.
W odniesieniu do trwającego konfliktu na Bliskim Wschodzie, w Grupie realizowany jest kontrakt katarski, jednak jego realizacja
w formule DES (Delivered Ex Ship) oznacza, że ryzyko związane z dostarczeniem gazu ziemnego do Polski leży po stronie
dostawcy. Pomimo tego zabezpieczenia, w razie zagrożenia Grupa posiada środki mitygujące brak dostaw, choćby poprzez zakup
LNG na globalnym rynku SPOT lub na sąsiednich hubach gazowych.
Na dzień sporządzenia niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego przesył gazu, zarówno do klientów Grupy jak i
instalacji należących do Grupy ORLEN, jest zgodny ze zgłaszanym zapotrzebowaniem.
Mając na uwadze powyższe, w horyzoncie obejmującym okres 12 miesięcy po dniu bilansowym, Grupa nie identyfikuje ryzyka
wystąpienia niedoborów zapasów operacyjnych ropy naftowej oraz gazu.
Identyfikacja pozostałych ryzyk związanych z trwającymi konfliktami zbrojnymi
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, w których Grupa prowadzi swoją działalność. 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 monitoruje rozwój wydarzeń geopolitycznych
oraz 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 trwające konflikty zbrojne nie wpływają na zmianę ryzyka w odniesieniu do udzielonych gwarancji na dzień 31
grudnia 2023 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 2023 roku Grupa nie posiadała
także 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, wojny na Bliskim Wschodzie, a także niepokoi na Morzu Czerwonym i związanej z tym
zmienności sytuacji makroekonomicznej oraz sytuacji na rynkach światowych, w 2023 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 2023 roku, których termin
wymagalności przypada w najbliższych miesiącach, pozostanie na niezmienionym istotnie poziomie. W związku z powyższym, na
dzień 31 grudnia 2023 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. Niemniej jednak, w przypadku przedłużającej się wojny w Ukrainie i eskalacji pozostałych konfliktów i realizacji
negatywnych scenariuszy ich wypływu na sytuację gospodarczą na świecie, zdarzenia te mogą mieć negatywny wpływ również
na działalność Grupy, zarówno od strony organizacyjnej, jak i płynnościowej.
Wpływ sytuacji geopolitycznej na istotne szacunki i założenia
Grupa ORLEN przyjmuje, iż sytuacja geopolityczna, w tym trwająca wojna w Ukrainie oraz ryzyko eskalacji konfliktu zbrojnego w
rejonie Gazy, może wpływać w kolejnych okresach na istotne szacunki i założenia dokonywane przez Zarząd, w szczególności
takie, jak:
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
43 / 147
- ceny i podaż surowców: ropy naftowej, gazu, energii elektrycznej oraz paliw płynnych;
- zmiany cen praw do emisji CO
2
;
- optymalizacja surowcowa w związku z wysoką ceną i zmiennością podaży;
- ceny, marże i wolumeny produktów rafineryjnych i petrochemicznych oraz energii elektrycznej;
- 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 w opracowywanych przez Grupę scenariuszach, jak również sposób kalkulacji stóp dyskonta stosowanych do
oszacowania wartości użytkowej w testach na utratę wartości aktywów trwałych, które mogą być przygotowywane w kolejnych
okresach sprawozdawczych.
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 stosowanej do wyceny
zobowiązań z tytułu leasingu.
Założenia dotyczące cen ropy i gazu, 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 i stóp
procentowych będą miały bezpośredni wpływ na zyski z działalności operacyjnej generowane przez Grupę, 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 2023 roku oraz analiza
wrażliwości w odniesieniu do wybranych założeń zostały przedstawione w nocie 14.4.
Dokonując założeń i szacunków na dzień 31 grudnia 2023 roku, Grupa opierała się na racjonalnych i mających poparcie
faktograficzne założeniach odzwierciedlających jak najwłaściwszą ocenę Zarządu odnośnie 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 w Ukrainie, kolejnych sankcji nałożonych na
Rosję i ich skutków oraz retorsji ze strony Rosji, jak również niestabilnej sytuacji geopolitycznej i pojawienia się nowych konfliktów
zbrojnych, w tym na Bliskim Wschodzie. 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, czy
gaz, którym 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 2023 rok wyniosły 372 767 mln PLN i były wyższe o 90 352 mln PLN (r/r). Wyższe
przychody odzwierciedlają wzrost o 8% (r/r) wolumenów sprzedaży w tonach (wzrost głównie w segmencie rafineria, wydobycie,
detal przy spadku w segmencie petrochemia). Wyższa sprzedaż gazu ziemnego o 242,3 TWh i gazu CNG o 22 mln m
3
w rezultacie
ujęcia wolumenów z całego 2023 roku (w 2022 roku uwzględniono sprzedaż gazu ziemnego i CNG od momentu połączenia z
PGNiG).
Wzrost przychodów ze sprzedaży został częściowo ograniczony spadkiem notowań głównych produktów w rezultacie niższych o
(-) 18% (r/r) cen ropy naftowej. W 2023 roku w porównaniu do analogicznego okresu 2022 roku zmniejszyły się ceny benzyny o (-
) 14%, oleju napędowego o (-) 21%, paliwa lotniczego o (-) 19%, ciężkiego oleju opałowego o (-) 7%, etylenu
o (-) 15% i propylenu o (-) 22%.
Koszty działalności operacyjnej łącznie zwiększyły się o (94 127) mln PLN (r/r) do poziomu (333 601) mln PLN, głównie w rezultacie
ujęcia w konsolidacji kosztów spółek dawnej Grupy LOTOS i Grupy PGNiG.
Wynik na pozostałej działalności operacyjnej wyniósł (9 275) mln PLN i był niższy o (14 709) mln PLN (r/r) głównie w wyniku
wpływu rozpoznania w porównywalnym okresie roku ubiegłego zysku z tytułu okazyjnego nabycia Grupy LOTOS i PGNiG w łącznej
wysokości (15 187) mln PLN oraz zmiany wpływu netto rozliczenia i wyceny pochodnych instrumentów finansowych dotyczących
ekspozycji operacyjnej (instrumenty niewyznaczone dla celów rachunkowości zabezpieczeń) w kwocie 3 671 mln PLN oraz
wyższego o (10 171) mln PLN niż w porównywalnym okresie roku ubiegłego ujemnego wpływu odpisów aktualizujących netto
wartość rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, aktywów z tytułu praw do użytkowania, pozostałych składników
majątku trwałego oraz aktywów trwałych przeznaczonych do sprzedaży.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
44 / 147
Udział w wyniku finansowym jednostek wycenianych metodą praw własności był niższy o (1 901) mln PLN (r/r) i wyniósł (1 617)
mln PLN głównie z tytułu utworzenia odpisu aktualizującego wartość inwestycji w EuRoPol GAZ w wysokości (942) mln PLN jak
również udziałem w wyniku Baltic Power w kwocie (696) mln PLN głównie w związku z ujętą przez spółkę ujemną wyceną
instrumentów pochodnych IRS zabezpieczających ryzyko stopy procentowej, których zawarcie wynikało z warunków podpisanych
z bankami w formule Project Finance umów o finansowanie budowy morskiej farmy wiatrowej.
W efekcie zysk z działalności operacyjnej wyniósł 28 056 mln PLN i był niższy o (20 294) mln PLN (r/r).
Przychody finansowe netto w omawianym okresie wyniosły 2 308 mln PLN i obejmowały głównie nadwyżkę dodatnich różnic
kursowych w kwocie 2 025 mln PLN, przychody odsetkowe netto w kwocie 929 mln PLN oraz rozliczenie i wycenę pochodnych
instrumentów finansowych netto w wysokości (581) mln PLN.
Po uwzględnieniu podatku dochodowego w kwocie (9 587) mln PLN zysk netto Grupy ORLEN za 2023 rok osiągnął wartość 20
727 mln PLN i był niższy o (19 092) mln PLN (r/r).
Sprawozdanie z sytuacji finansowej
Suma aktywów Grupy ORLEN na dzień 31 grudnia 2023 roku wyniosła 264 178 mln PLN i była niższa o (48 999) mln PLN
w porównaniu ze stanem z dnia 31 grudnia 2022 roku.
Wartość aktywów trwałych na dzień 31 grudnia 2023 roku wyniosła 170 795 mln PLN i była niższa o (3 584)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 2 308 mln PLN oraz zmniejszenia aktywa z tytułu podatku odroczonego o (2 546) mln
PLN i pozostałych aktywów o (2 236) mln PLN, głównie w wyniku rozliczenia aktywów z tytułu kontraktów wycenionych na moment
rozliczenia połączenia jednostek.
Zmiana salda rzeczowych aktywów trwałych oraz wartości niematerialnych o 1 260 mln PLN (r/r) obejmowała:
- nakłady inwestycyjne w wysokości 29 498 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 instalacji Hydrokrakingowego Bloku Olejowego i morskiego terminala przeładunkowego
produktów ropopochodnych na Martwej Wiśle w Gdańsku, 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, budową farm fotowoltaicznych, projekty w
segmencie gaz związane głównie z budową i modernizacją przyłączy odbiorców do sieci – PSG oraz projekty w segmencie
Detal i Wydobycie,
- amortyzację w kwocie (12 739) mln PLN,
- zakup uprawnień CO
2
oraz certyfikatów energetycznych w wysokości 9 722 mln PLN,
- umorzenie uprawnień CO
2
oraz certyfikatów energetycznych w wysokości (10 801) mln PLN,
- otrzymane nieodpłatnie prawa majątkowe w wysokości 4 341 mln PLN,
- utworzenie netto odpisów aktualizujących wartość aktywów trwałych w wysokości (16 215) mln PLN głównie w segmencie
Wydobycie,
- efekt przeliczenia sald spółek zagranicznych w wysokości (3 379) mln PLN.
Wartość aktywów obrotowych na dzień 31 grudnia 2023 roku zmniejszyła się o (45 415) mln PLN w porównaniu z końcem
poprzedniego roku, przede wszystkim w efekcie:
- zmniejszenia salda zapasów o (11 510) mln PLN, głównie w wyniku spadku cen gazu na rynku europejskim,
- zwiększenia salda należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych należności o 1 788 mln PLN,
- zmniejszenia salda środków pieniężnych o (7 764) mln PLN,
- zmniejszenia pozostałych aktywów o (27 261) mln PLN, które dotyczyły głównie spadku depozytów zabezpieczających o (8
546) mln PLN z tytułu zabezpieczenia zawartych transakcji z instytucjami finansowymi oraz na giełdach towarowych oraz
rozliczenia aktywów z tytułu kontraktów wycenionych na moment rozliczenia połączenia jednostek w kwocie (18 044) mln
PLN (szczegółowe informacje w nocie 14.10). Spadek salda depozytów zabezpieczających wynika głównie z rozliczenia
zawartych przez ORLEN transakcji zabezpieczających ryzyko towarowe (głównie swapy towarowe na gaz).
Kapitał własny na dzień 31 grudnia 2023 roku wyniósł 153 180 mln PLN i był wyższy o 10 070 mln PLN w porównaniu ze stanem
z końca 2022 roku głównie z tytułu ujęcia zysku netto za 12 miesięcy 2023 roku w kwocie 20 727 mln PLN, wpływu zmiany salda
kapitałów z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń w kwocie (1 238) mln PLN, wypłaty dywidendy dla akcjonariuszy ORLEN
z zysków lat ubiegłych w łącznej wysokości (6 385) mln PLN oraz wpływu różnic kursowych z tytułu przeliczenia kapitałów własnych
jednostek działających za granicą w kwocie (2 880) mln PLN.
Wartość zobowiązań z tytułu dostaw i usług oraz pozostałych zobowiązań zwiększyła się o 1 292 mln PLN w porównaniu ze
stanem z końca 2022 roku głównie w wyniku zwiększenia zobowiązań podatkowych o 2 654 mln PLN i zobowiązań inwestycyjnych
o 1 356 mln PLN, przy jednoczesnym zmniejszeniu zobowiązań handlowych o (2 888) mln PLN. Wzrost zobowiązań podatkowych
wynika głównie z zaprzestania obowiązywania, od stycznia 2023 roku, wprowadzonej przepisami tarczy antyinflacyjnej obniżonej
stawki podatku VAT na paliwa i gaz. Spadek zobowiązań handlowych wynikał głównie z niższych cen ropy i gazu na rynkach.
Wartość rezerw na dzień 31 grudnia 2023 roku wyniosła 21 632 mln PLN i była wyższa o 585 mln PLN w porównaniu ze stanem
z końca 2022 roku. Zmiana wynikała głównie:
- ze zmniejszenia rezerw netto na szacowane emisje CO
2
oraz certyfikaty energetyczne w kwocie (852) mln PLN w związku z
utworzeniem i aktualizacją rezerwy w wysokości 10 338 mln PLN w oparciu o metodę średnioważonej ceny posiadanych
uprawnień i certyfikatów oraz ich wykorzystania z tytułu umorzenia praw majątkowych za 2022 rok w kwocie (10 993) mln
PLN,
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
45 / 147
- z ujęcia rezerw na kontrakty rodzące obciążenia w wysokości 1 741 mln PLN w spółce EuRoPol GAZ oraz
rozwiązaniem/wykorzystaniem rezerwy w wysokości (518) mln PLN rozpoznanej na koniec 2022 roku w następstwie wejścia
w życie ustawy z dnia 7 października 2022 roku o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii
elektrycznej.
Zobowiązania z tytułu instrumentów pochodnych długoterminowych i krótkoterminowych na dzień 31 grudnia 2023 roku wyniosły 2 038
mln PLN i były niższe o (16 046) mln PLN głównie z tytułu zmiany wyceny odpowiednio o (12 443) mln PN oraz (3 601) mln PLN. Na
powyższą zmianę miały wpływ przede wszystkim:
- instrumenty pochodne zabezpieczające przepływy pieniężne z działalności operacyjnej dotyczące sprzedaży swapów
towarowych na gaz ziemny z giełdy europejskiej oraz zakupu swapów towarowych na gaz ziemny z giełdy amerykańskiej, w
związku ze spadkiem ceny indeksów oraz rozliczenia części transakcji;
- instrumenty niewyznaczone dla celów rachunkowości zabezpieczeń z działalności operacyjnej dotyczące transakcji
sprzedaży i zakupu swapów towarowych na gaz ziemny z giełdy europejskiej, w związku ze spadkiem ceny indeksów.
Zadłużenie finansowe netto Grupy ORLEN na dzień 31 grudnia 2023 roku wyniosło 1 807 mln PLN i było niższe o 3 655 mln PLN
w porównaniu z końcem 2022 roku głównie z tytułu wypływów netto obejmujących wpływy i spłaty kredytów, pożyczek i wykup obligacji
w kwocie (3 341) mln PLN, zmniejszenia salda środków pieniężnych o 7 764 mln PLN, zwiększenia salda lokat krótkoterminowych o
(51) mln PLN oraz efektu netto wyceny i przeszacowania zadłużenia z tytułu różnic kursowych oraz odsetek w łącznej kwocie (717)
mln PLN.
Sprawozdanie z przepływów pieniężnych
Wpływy środków pieniężnych netto z działalności operacyjnej za 2023 rok wyniosły 41 914 mln PLN i obejmowały głównie wynik
z działalności operacyjnej powiększony o amortyzację (EBITDA) w wysokości 42 256 mln PLN skorygowany o:
- dodatni efekt zmniejszenia kapitału pracującego netto o 8 540 mln PLN głównie w wyniku spadku notowań cen ropy i gazu,
które przełożyły się na spadek wartości zapasów i zobowiązań,
- zapłacony podatek dochodowy w wysokości (16 598) mln PLN,
- stratę z działalności inwestycyjnej w wysokości 16 260 mln PLN, obejmującą głównie efekt netto dokonanych odpisów
aktualizujących aktywa trwałe w kwocie 16 215 mln PLN,
- zmianę stanu rezerw w wysokości 9 667 mln PLN głównie w wyniku utworzenia rezerwy na emisję CO
2 ,
- pozostałe korekty w wysokości (21 598) mln PLN dotyczące głównie depozytów zabezpieczających do rozliczeń transakcji
zabezpieczających ryzyko towarowe zawartych z instytucjami finansowymi oraz na giełdach towarowych w kwocie 8 611 mln
PLN, wpływ rozliczenia i wyceny instrumentów pochodnych w wysokości (16 359) mln PLN, rozliczenie dotacji na prawa
majątkowe w wysokości (4 426) mln PLN oraz zmiany stanu aktywów i zobowiązań z tytułu kontraktów wycenianych na
moment rozliczenia połączenia jednostek w wysokości (8 466) mln PLN.
Środki pieniężne netto wykorzystane w działalności inwestycyjnej za 2023 rok wyniosły (36 409) 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 (35 069) mln PLN oraz zwiększenie zaangażowania kapitałowego we wspólnych przedsięwzięciach,
głównie Baltic Power i ORLEN Synthos Green Energy w wysokości (1 147) mln PLN.
Przepływy netto środków pieniężnych wykorzystane w działalności finansowej za 2023 rok wyniosły (12 057) mln PLN i obejmowały
głównie spłatę netto kredytów i pożyczek w wysokości (1 501) mln PLN, wykupu euroobligacji wyemitowanych przez spółkę
ORLEN Capital AB oraz wykupu części obligacji senioralnych wyemitowanych przez Spółkę B8 Sp. z o.o. Baltic SKA w łącznej
wysokości (4 023) mln PLN, emisję obligacji w wysokości 2 183 mln PLN, wypłaconą dywidendę dla akcjonariuszy ORLEN w
kwocie (6 385) mln PLN, płatności odsetek w wysokości (1 048) mln PLN i płatności zobowiązań z tytułu umów leasingu
w wysokości (1 451) mln PLN.
Po uwzględnieniu przeszacowania środków pieniężnych z tytułu różnic kursowych saldo środków pieniężnych w 2023 roku
zmniejszyło się o (7 764) mln PLN i na dzień 31 grudnia 2023 roku wyniosło 13 282 mln PLN.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
46 / 147
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.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
47 / 147
11. PRZYCHODY, KOSZTY, WYNIKI FINANSOWE, ZWIĘKSZENIA AKTYWÓW TRWAŁYCH
2023 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
111 391
14 663
40 938
56 969
6 314
141 576
916
-
372 767
Sprzedaż między segmentami
44 709
4 194
7 622
188
13 649
17 348
1 042
(88 752)
-
Przychody ze sprzedaży
156 100
18 857
48 560
57 157
19 963
158 924
1 958
(88 752)
372 767
Koszty operacyjne ogółem
(148 169)
(20 894)
(46 435)
(56 094)
(23 212)
(123 735)
(3 810)
88 748
(333 601)
Pozostałe przychody
operacyjne
13.10
1 327
694
654
184
546
13 766
79
(2)
17 248
Pozostałe koszty operacyjne
13.11
(2 833)
(10 460)
(428)
(131)
(6 486)
(5 881)
(306)
2
(26 523)
(Strata)/odwrócenie straty z
tytułu utraty wartości
należności handlowych
13.13
1
(6)
(139)
(2)
(127)
61
(6)
-
(218)
Udział w wyniku finansowym
jednostek wycenianych
metodą praw własności
14.3
28
(9)
(695)
-
9
(953)
3
-
(1 617)
Zysk/(Strata) z działalności
operacyjnej
6 454
(11 818)
1 517
1 114
(9 307)
42 182
(2 082)
(4)
28 056
Przychody i koszty finansowe
netto
13.12
2 308
(Strata) z tytułu utraty wartości
pożyczek, odsetek od
należności handlowych i
depozytów zabezpieczających
13.13
(50)
Zysk przed opodatkowaniem
30 314
Podatek dochodowy
13.14
(9 587)
Zysk netto
20 727
Amortyzacja
13.9.2
1 493
1 156
2 346
1 011
5 602
2 222
370
-
14 200
EBITDA
7 947
(10 662)
3 863
2 125
(3 705)
44 404
(1 712)
(4)
42 256
Zwiększenia aktywów
trwałych
7 493
5 860
6 099
1 991
5 532
5 204
435
-
32 614
2022 rok
NOTA
Segment
Rafineria
Segment
Petrochemia
Segment
Energetyka
Segment
Detal
Segment
Wydobycie
Segment
Gaz
Funkcje
Korporacyjne
Wyłączenia
Razem
(dane
przekształcone)
(dane
przekształcone)
(dane
przekształcone)
(dane
przekształcone)
(dane
przekształcone)
(dane
przekształcone)
(dane
przekształcone)
Sprzedaż zewnętrzna
13.1;
13.2;
13.3
131 477
24 475
27 044
65 329
2 637
30 819
634
-
282 415
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
8 388
34 583
1 453
(79 916)
282 415
Koszty operacyjne ogółem
(161 089)
(27 910)
(32 825)
(63 548)
(1 978)
(29 045)
(2 984)
79 905
(239 474)
Pozostałe przychody
operacyjne
13.10
1 014
631
1 385
102
264
1 707
15 433
-
20 536
zysk z tytułu okazyjnego
nabycia Grupy LOTOS i
Grupy PGNiG
13.10
-
-
-
-
-
-
15 187
-
15 187
Pozostałe koszty
operacyjne
13.11
(10 106)
(934)
(1 397)
(164)
(597)
(1 504)
(400)
-
(15 102)
(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
17 256
2 176
1 888
1 888
6 057
5 583
13 513
(11)
48 350
Przychody i koszty
finansowe netto
13.12
(505)
(Strata) z tytułu utraty
wartości pożyczek,
odsetek od należności
handlowych i depozytów
zabezpieczających
13.13
(14)
Zysk przed
opodatkowaniem
47 831
Podatek dochodowy
13.14
(8 012)
Zysk netto
39 819
Amortyzacja
13.9.2
1 490
1 104
1 807
869
1 710
418
326
-
7 724
EBITDA
18 746
3 280
3 695
2 757
7 767
6 001
13 839
(11)
56 074
Zwiększenia aktywów
trwałych
4 333
5 065
4 368
1 409
2 180
1 789
485
-
19 629
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
48 / 147
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.
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
2023
2022
(dane
przekształcone)
2023
2022
Segment Rafineria
(169)
(5 661)
-
5
Segment Petrochemia
(10 126)
(91)
-
-
Segment Energetyka
(23)
(49)
1
1
Segment Detal
(44)
(30)
37
17
Segment Wydobycie
(6 187)
(378)
327
196
Segment Gaz
(40)
(48)
19
3
Odpisy aktualizujące segmentów
(16 589)
(6 257)
384
222
Funkcje Korporacyjne
(13)
(9)
3
-
13.10, 13.11
(16 602)
(6 266)
387
222
12. AKTYWA W PODZIALE NA SEGMENTY OPERACYJNE I OBSZARY GEOGRAFICZNE
12.1. Aktywa w podziale na segmenty operacyjne
31/12/2023
31/12/2022
(dane przekształcone)
Segment Rafineria
68 756
56 284
Segment Petrochemia
16 543
23 809
Segment Energetyka
57 656
48 263
Segment Detal
14 689
14 722
Segment Wydobycie
39 578
49 219
Segment Gaz
124 247
87 570
Aktywa segmentów
321 469
279 867
Funkcje Korporacyjne
29 160
47 137
Wyłączenia
(86 451)
(13 827)
264 178
313 177
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
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
Udział %
2023
Udział %
2022
(dane przekształcone)
Polska
128 990
126 949
79,2%
79,0%
Niemcy
4 367
3 133
2,7%
1,9%
Czechy
12 137
11 817
7,4%
7,4%
Litwa, Łotwa, Estonia
2 332
1 304
1,4%
0,8%
Kanada
2 466
3 504
1,5%
2,2%
Norwegia
12 627
13 925
7,8%
8,7%
162 919
160 632
100,0%
100,0%
Aktywa trwałe w podziale na obszary geograficzne na dzień 31 grudnia 2023 roku i 31 grudnia 2022 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 2023
49 / 147
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.
PROFESJONALNY OSĄD
Grupa w oparciu o dokonane analizy klauzul umownych w kontraktach sprzedażowych zidentyfikowała model agencyjny głównie w obszarze
sprzedaży 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.
2023
2022
(dane
przekształcone)
Udział %
2023
Udział %
2022
(dane
przekształcone)
Przychody ze sprzedaży produktów i usług
319 748
236 437
85,8%
83,7%
przychody z tytułu z umów z klientami
299 630
230 927
80,4%
81,8%
wyłączone z zakresu MSSF 15
20 118
5 510
5,4%
2,0%
Przychody ze sprzedaży towarów i materiałów
53 019
45 978
14,2%
16,3%
przychody z tytułu z umów z klientami
53 387
46 081
14,3%
16,3%
wyłączone z zakresu MSSF 15
(368)
(103)
(0,1%)
0,0%
Przychody ze sprzedaży, w tym:
372 767
282 415
100,0%
100,0%
przychody z tytułu z umów z klientami
353 017
277 008
94,7%
98,1%
Przychody wyłączone z zakresu MSSF15 dotyczą umów leasingu operacyjnego. Ponadto Grupa zaprezentowała w tej pozycji rozliczenia aktywów i zobowiązań z
tytułu kontraktów wycenionych na moment rozliczenia połączenia jednostek w związku z fizyczną realizacją odnośnych kontraktów terminowych dotyczących
sprzedaży.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
50 / 147
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 2023
51 / 147
13.2. Przychody ze sprzedaży według segmentów operacyjnych w podziale na asortymenty
2023
2022
(dane
przekształcone)
Udział %
2023
Udział %
2022
(dane
przekształcone)
Segment Rafineria
Przychody z tytułu umów z klientami MSSF 15
111 373
131 458
29,9%
46,5%
Lekkie destylaty
22 206
24 560
6,0%
8,7%
Średnie destylaty
68 137
91 490
18%
32,4%
Frakcje ciężkie
10 786
10 817
2,9%
3,8%
Pozostałe*
10 221
6 224
2,7%
2,2%
Efekt rozliczenia rachunkowości zabezpieczeń
przepływów pieniężnych
23
(1 633)
-
-0,6%
Wyłączone z zakresu MSSF15
18
19
-
-
111 391
131 477
29,9%
46,5%
Segment Petrochemia
Przychody z tytułu umów z klientami MSSF 15
14 655
24 466
3,9%
8,7%
Monomery
2 943
5 187
0,7%
1,8%
Polimery
3 387
4 505
0,9%
1,6%
Aromaty
1 339
1 901
0,4%
0,7%
Nawozy sztuczne
1 445
2 668
0,4%
0,9%
Tworzywa sztuczne
1 188
2 873
0,3%
1,0%
PTA
1 519
2 667
0,4%
0,9%
Pozostałe**
2 834
4 665
0,8%
1,8%
Wyłączone z zakresu MSSF15
8
9
-
-
14 663
24 475
3,9%
8,7%
Segment Energetyka
Przychody z tytułu umów z klientami MSSF 15
40 886
27 006
11,0%
9,7%
Wyłączone z zakresu MSSF15
52
38
-
-
40 938
27 044
11,0%
9,7%
Segment Detal
Przychody z tytułu umów z klientami MSSF 15
56 695
65 077
15,2%
23,0%
Lekkie destylaty
21 771
24 493
5,8%
8,7%
Średnie destylaty
28 976
35 328
7,9%
12,5%
Pozostałe***
5 948
5 256
1,5%
1,8%
Wyłączone z zakresu MSSF15
274
252
0,1%
0,1%
56 969
65 329
15,3%
23,1%
Segment Wydobycie
Przychody z tytułu umów z klientami MSSF 15
6 311
2 636
1,7%
0,9%
NGL ****
902
608
0,3%
0,2%
Ropa naftowa
2 945
458
0,8%
0,2%
Gaz ziemny
1 539
1 344
0,4%
0,4%
LNG *****
60
28
-
-
Hel
325
36
0,1%
-
Usługi wydobywcze
525
161
0,1%
0,1%
Pozostałe
15
1
-
-
Wyłączone z zakresu MSSF15
3
1
-
-
6 314
2 637
1,7%
0,9%
Segment Gaz
Przychody z tytułu umów z klientami MSSF 15
122 216
25 762
32,8%
9,1%
Gaz ziemny
114 133
22 941
30,6%
8,1%
LNG *****
569
154
0,2%
0,1%
CNG ******
155
29
-
-
Energia elektryczna
845
1 096
0,2%
0,4%
Pozostałe *******
6 514
1 542
1,8%
0,5%
Wyłączone z zakresu MSSF15
19 360
5 057
5,2%
1,8%
141 576
30 819
38,0%
10,9%
Funkcje Korporacyjne
Przychody z tytułu umów z klientami MSSF 15
881
603
0,2%
0,2%
Wyłączone z zakresu MSSF15
35
31
-
-
916
634
0,2%
0,2%
372 767
282 415
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
******* Pozostałe obejmują głównie usługi dystrybucji gazu
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
52 / 147
W 2023 roku oraz 2022 roku Grupa nie zidentyfikowała wiodących klientów, z którymi zrealizowałaby indywidualnie przychody ze
sprzedaży przekraczające poziom 10% łącznych przychodów ze sprzedaży Grupy ORLEN.
13.3. Podział geograficzny przychodów ze sprzedaży - zaprezentowany według kraju siedziby zleceniodawcy
2023
2022
(dane przekształcone)
Przychody z tytułu umów z klientami
Polska
250 332
162 957
Niemcy
23 205
25 067
Czechy
20 989
29 962
Litwa, Łotwa, Estonia
13 814
17 447
Pozostałe kraje, w tym:
44 677
41 575
Szwajcaria
7 316
7 741
Irlandia
1 809
7 528
Ukraina
4 741
4 441
Wielka Brytania
6 172
4 890
Holandia
7 989
3 502
Słowacja
2 002
##
2 806
Singapur
1 621
2 791
Węgry
2 278
1 506
353 017
277 008
wyłączone z zakresu MSSF15
Polska
19 845
5 254
Niemcy
94
91
Czechy
178
164
Litwa, Łotwa, Estonia
1
1
Pozostałe kraje
(368)
(103)
19 750
5 407
372 767
282 415
13.4. Przychody z tytułu umów z klientami według kryterium rodzaju umowy
2023
NOTA
Segment
Rafineria
Segment
Petrochemia
Segment
Energetyka
Segment
Detal
Segment
Wydobycie
Segment
Gaz
Funkcje
Korporacyjne
Razem
Oparte na stałej cenie
107 463
10 905
40 212
56 106
6 011
108 538
859
330 094
Oparte na zmiennej cenie
3 910
3 750
674
589
300
13 678
22
22 923
13.2
111 373
14 655
40 886
56 695
6 311
122 216
881
353 017
2022
NOTA
Segment
Rafineria
Segment
Petrochemia
Segment
Energetyka
Segment
Detal
Segment
Wydobycie
(dane
przekształcone)
Segment
Gaz
(dane
przekształcone)
Funkcje
Korporacyjne
Razem
Oparte na stałej cenie
128 977
18 337
26 881
65 077
2 591
22 833
584
265 280
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
2 636
25 762
603
277 008
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 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
2023
NOTA
Segment
Rafineria
Segment
Petrochemia
Segment
Energetyka
Segment
Detal
Segment
Wydobycie
Segment
Gaz
Funkcje
Korporacyjne
Razem
W określonym momencie
93 951
8 408
12 617
42 089
3 953
12 322
704
174 044
W miarę upływu czasu
17 422
6 247
28 269
14 606
2 358
109 894
177
178 973
13.2
111 373
14 655
40 886
56 695
6 311
122 216
881
353 017
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
53 / 147
2022
NOTA
Segment
Rafineria
Segment
Petrochemia
Segment
Energetyka
Segment
Detal
Segment
Wydobycie
(dane
przekształcone)
Segment
Gaz
(dane
przekształcone)
Funkcje
Korporacyjne
Razem
W określonym momencie
108 993
15 530
564
47 943
1 006
6 910
547
181 493
W miarę upływu czasu
22 465
8 936
26 442
17 134
1 630
18 852
56
95 515
13.2
131 458
24 466
27 006
65 077
2 636
25 762
603
277 008
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 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.
2023
NOTA
Segment
Rafineria
Segment
Petrochemia
Segment
Energetyka
Segment
Detal
Segment
Wydobycie
Segment
Gaz
Funkcje
Korporacyjne
Razem
W oparciu o zużyty czas i nakłady
970
-
226
6
174
1 388
153
2 917
W oparciu o wyniki
16 452
6 247
28 043
14 600
2 184
108 506
24
176 056
13.5
17 422
6 247
28 269
14 606
2 358
109 894
177
178 973
2022
NOTA
Segment
Rafineria
Segment
Petrochemia
Segment
Energetyka
Segment
Detal
Segment
Wydobycie
(dane
przekształcone)
Segment
Gaz
(dane
przekształcone)
Funkcje
Korporacyjne
Razem
W oparciu o zużyty czas i nakłady
141
-
92
1
43
-
-
277
W oparciu o wyniki
22 324
8 936
26 350
17 133
1 587
18 852
-
95 182
13.5
22 465
8 936
26 442
17 134
1 630
18 852
56
95 515
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, 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 głównie kontrakty budowlane i IT.
13.6. Przychody z tytułu umów z klientami według okresu obowiązywania umowy
2023
NOTA
Segment
Rafineria
Segment
Petrochemia
Segment
Energetyka
Segment
Detal
Segment
Wydobycie
Segment
Gaz
Funkcje
Korporacyjne
Razem
Krótkoterminowe
111 355
14 655
39 273
56 404
3 492
76 882
820
302 881
Długoterminowe
18
-
1 613
291
2 819
45 334
61
50 136
13.2
111 373
14 655
40 886
56 695
6 311
122 216
881
353 017
2022
NOTA
Segment
Rafineria
Segment
Petrochemia
Segment
Energetyka
Segment
Detal
Segment
Wydobycie
(dane
przekształcone)
Segment
Gaz
(dane
przekształcone)
Funkcje
Korporacyjne
Razem
Krótkoterminowe
131 411
24 466
24 307
65 077
1 748
24 953
602
272 564
Długoterminowe
47
-
2 699
-
888
809
1
4 444
13.2
131 458
24 466
27 006
65 077
2 636
25 762
603
277 008
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
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
54 / 147
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 2023 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
2023 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 12 miesięcy 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 3 170 stacji paliw: 2 608 stacji własnych
i 562 stacji prowadzonych w systemie umowy franczyzy oraz realizuje sprzedaż w ramach 565 punktów sprzedaży
detalicznej/kiosków zarządzanych przez Grupę RUCH. Dodatkowo sprzedaż prasy odbywa się w obcych punktach tj. dużych
zorganizowanych sieciach, w tym 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 w Ukrainie, regulator zdecydował o wprowadzeniu szeregu aktów prawnych mających na celu uregulowanie rynku i ochronę
konsumentów.
Na dzień 31 grudnia 2023 roku obowiązywały następujące akty:
- Ustawa z dnia 7 października 2022 roku 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 roku o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii
elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 roku.
- Rozporządzenia z dnia 8 listopada 2022 roku 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 w 2023 roku zaprezentowała 3 969 mln PLN przychodów z tytułu rekompensat
przysługujących przedsiębiorstwom dystrybucji i obrotu energią elektryczną i 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
W celu ochrony niektórych odbiorców gazu przed wzrostem cen gazu regulator wprowadził Ustawę z dnia 15 grudnia 2022 roku o
szczególnej ochronie niektórych odbiorców paliw gazowych w 2023 roku. Ustawa spowodowała zamrożenie ceny paliwa
gazowego na poziomie 200,17 zł/MWh (cena bez podatku VAT i akcyzy) oraz zamrożenie stawek za usługę dystrybucyjną na
poziomie taryf obowiązujących w 2022 roku. Jednocześnie ustawodawca wprowadził mechanizm rekompensat dla przedsiębiorstw
energetycznych sprzedających paliwa gazowe i świadczących usługi dystrybucyjne, które mają pokryć różnicę pomiędzy ceną
zamrożoną oraz ceną określoną w taryfie zatwierdzanej przez Prezesa URE. W ramach Grupy uprawnione do otrzymania
rekompensat na podstawie powyższej ustawy są PGNiG Obrót Detaliczny Sp. z o.o. (sprzedawca paliw gazowych) oraz Polska
Spółka Gazownictwa Sp. z o.o. (świadcząca usługi dystrybucyjne). W oparciu o obowiązujące przepisy w okresie 2023 roku Grupa
zaprezentowała 17 365 mln PLN przychodów z tytułu rekompensat przysługujących w związku z zamrożeniem cen paliwa
gazowego oraz zamrożeniem stawek za usługę dystrybucyjną. 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.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
55 / 147
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 odniesieniu do ropy naftowej wydobywanej na norweskim szelfie kontynentalnym, gdzie Grupa posiada współudział w poszczególnych
licencjach z innymi udziałowcami, wolumen sprzedanej dla klientów ropy naftowej może się 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). Wartość aktywa (underlift) lub zobowiązania (overlift) ustalana jest w oparciu o wartości rynkowe na dzień bilansowy. Wynikająca z
powyższego zmiana wartości nadwyżki/niedoboru produkcji węglowodorów w stosunku do sprzedanych wolumenów ujmowana jest w wyniku
bieżącego okresu jako korekta kosztu własnego sprzedaży.
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
2023
2022
(dane
przekształcone)
Udział %
2023
Udział %
2022
(dane
przekształcone)
Koszt wytworzenia sprzedanych produktów i usług
(265 271)
(183 290)
85,1%
81,5%
Wartość sprzedanych towarów i materiałów
(46 576)
(41 472)
14,9%
18,5%
(311 847)
(224 762)
100,0%
100,0%
13.9.2. Koszty według rodzaju
2023
2022
(dane
przekształcone)
Udział %
2023
Udział %
2022
(dane
przekształcone)
Zużycie materiałów i energii
(176 373)
(153 491)
52,9%
64,3%
Koszty gazu
(43 892)
(10 260)
13,2%
4,3%
Wartość sprzedanych towarów i materiałów
(46 576)
(41 472)
14,0%
17,4%
Usługi obce
(11 205)
(8 180)
3,4%
3,4%
Świadczenia pracownicze, w tym:
(12 294)
(6 928)
3,7%
2,9%
wynagrodzenia
(9 404)
(5 385)
2,9%
2,4%
ubezpieczenia społeczne
(1 771)
(1 021)
0,6%
0,4%
Amortyzacja
(14 200)
(7 724)
4,3%
3,2%
Podatki i opłaty w tym:
(27 206)
(9 450)
8,2%
4,0%
odpis na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny
(15 502)
-
4,6%
-
Pozostałe
(1 908)
(1 267)
0,3%
0,5%
(333 654)
(238 772)
100,0%
100,0%
Zmiana stanu zapasów
(1 666)
2 982
Świadczenia na własne potrzeby i pozostałe
1 719
(3 684)
Koszty operacyjne
(333 601)
(239 474)
Koszty sprzedaży
16 119
11 128
Koszty ogólnego zarządu
5 635
3 584
Koszt własny sprzedaży
(311 847)
(224 762)
Koszty działalności operacyjnej zwiększyły się w stosunku do roku ubiegłego, głównie w rezultacie ujęcia w konsolidacji kosztów
spółek dawnej Grupy LOTOS i Grupy PGNiG.
Wzrost pozycji podatki i opłaty w 2023 roku o (17 756) mln PLN wynikał głównie z odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny w
wysokości (15 502) mln PLN do którego przekazywania zobligowani zostali wytwórcy i sprzedawcy energii oraz przedsiębiorstwa
wydobywające gaz ziemny w związku z pakietem ustaw, które chronią odbiorców przed nadmiernym wzrostem cen energii i gazu
w 2023 roku. Ponadto na wzrost miała wpływ również aktualizacja rezerwy na szacowane koszty emisji CO
2
za 2022 rok oraz
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
56 / 147
utworzenia/rozwiązania rezerwy na szacowane koszty emisji CO
2
za 2023 rok przy uwzględnieniu rozliczenia dotacji z tytułu
nieodpłatnie otrzymanych uprawnień za dany rok w łącznej kwocie (5 503) mln PLN.
13.10. Pozostałe przychody operacyjne
NOTA
2023
2022
(dane
przekształcone)
Zysk ze zbycia niefinansowych aktywów trwałych
62
21
Zysk z tytułu okazyjnego nabycia
7.3.1,
7.3.2
11
15 187
Odwrócenie rezerw
294
227
Odwrócenie odpisów aktualizujących wartość rzeczowych aktywów trwałych, wartości
niematerialnych i pozostałych składników majątku
11, 14.4
387
222
Kary i odszkodowania
568
289
Dotacje
136
89
Instrumenty pochodne, w tym:
6 997
4 092
niewyznaczone dla celów rachunkowości zabezpieczeń - rozliczenie i
wycena
5 542
3 371
zabezpieczające przepływy pieniężne - część nieefektywna dotycząca
wyceny i rozliczenia
904
329
zabezpieczające wartość godziwą - wycena instrumentów i
pozycji zabezpieczających
4
-
zabezpieczające przepływy pieniężne - rozliczenie kosztów
zabezpieczenia
547
392
Reklasyfikacja do wyniku finansowego w związku z brakiem realizacji pozycji zabezpieczanej
(zaprzestanie stosowania rachunkowości zabezpieczeń)
8 098
-
Pozostałe
695
409
17 248
20 536
13.11. Pozostałe koszty operacyjne
NOTA
2023
2022
(dane
przekształcone)
Zbycie 30% udziałów w Rafinerii Gdańskiej
-
(119)
Strata ze zbycia niefinansowych aktywów trwałych
(426)
(65)
Utworzenie rezerw
(605)
(320)
Utworzenie odpisów aktualizujących wartość rzeczowych aktywów trwałych, wartości
niematerialnych, wartości firmy i pozostałych składników majątku
11, 14.4
(16 602)
(6 266)
Kary, szkody i odszkodowania
(131)
(209)
Instrumenty pochodne, w tym:
(5 619)
(7 537)
niewyznaczone dla celów rachunkowości zabezpieczeń - rozliczenie i
wycena
(5 367)
(6 867)
zabezpieczające przepływy pieniężne - część nieefektywna dotycząca
wyceny i rozliczenia
(166)
(663)
zabezpieczające wartość godziwą - wycena instrumentów i
pozycji zabezpieczających
(2)
(4)
zabezpieczające przepływy pieniężne - rozliczenie kosztów
zabezpieczenia
(84)
(3)
Reklasyfikacja do wyniku finansowego w związku z brakiem realizacji pozycji zabezpieczanej
(zaprzestanie stosowania rachunkowości zabezpieczeń)
(933)
-
Pozostałe, w tym:
(2 207)
(586)
spisanie aktywa z tytułu przekazanych zaliczek na dostawy
(1 484)
-
nieodpłatne świadczenia
(203)
(314)
(26 523)
(15 102)
W 2023 roku Grupa zaprzestała stosowania rachunkowości zabezpieczeń przepływów pieniężnych w odniesieniu do wydzielonego
portfela transakcji terminowych zabezpieczających ekspozycję związaną z umową na zakup przez ORLEN S.A., jako następcy
prawnego PGNiG S.A skroplonego gazu ziemnego (LNG) od Venture Global Calcasieu Pass, LLC („Portfel VGCP”). W ramach
Portfela VGCP zabezpieczana była różnica między zakupem LNG od Venture Global Calcasieu Pass, LLC po cenach wyrażonych w
indeksie Henry Hub, a późniejszą sprzedażą gazu do wysokości zgodnej z zakupionymi wolumenami po cenach opartych o indeksy
gazowe z rynku europejskiego skorelowane z indeksem TTF.
Ze względu na opóźnienia terminu rozpoczęcia dostaw LNG z terminala Calcasieu Pass, ORLEN uznał, że na dzień 31 grudnia 2023
roku nie może oczekiwać wystąpienia zabezpieczanych przepływów pieniężnych dotyczących instrumentów zabezpieczających
wydzielonych do Portfela VGCP. W związku z powyższym, ORLEN dokonał przeklasyfikowania skumulowanych zysków i strat
związanych z instrumentami zabezpieczającymi w ramach Portfela VGCP z kapitału własnego do rachunku wyników do pozycji
Reklasyfikacja do wyniku finansowego w związku brakiem realizacji pozycji zabezpieczanej (zaprzestanie stosowania rachunkowości
zabezpieczeń) w ramach pozostałej działalności operacyjnej w kwocie netto 7 165 mln PLN. Przeklasyfikowanie dotyczy rozliczonych
gotówkowo we wcześniejszych okresach sprawozdawczych 2023 roku instrumentów pochodnych oraz wyceny instrumentów
pochodnych, których terminy zapadalności przypadają na kolejne miesiące 2024 roku.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
57 / 147
W 2023 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 Wydobycie
i Petrochemia. Dodatkowe informacje w nocie 14.4.
Spółka ORLEN Trading Switzerland GmbH na koniec roku 2023 dokonała analizy możliwości odzyskania środków pieniężnych, które
uiściła tytułem przedpłat na poczet zakupu ropy oraz produktów ropopochodnych. Wobec braku dostaw ropy oraz produktów
ropopochodnych w terminie określonym we właściwych umowach, spółka wystąpiła z żądaniami zwrotu przedpłat. Przedpłaty nie
zostały zwrócone w zastrzeżonych terminach, a możliwość odzyskania należnych przedpłat spółka określiła jako mało
prawdopodobną. Na bazie uzyskanych informacji Grupa rozpoznała odpis z tytułu przekazanych zaliczek na dostawy w pozycji
spisanie aktywa z tytułu przekazanych zaliczek na dostawy kwotę w wysokości (1 484) mln PLN.
Rozliczenie i wycena netto pochodnych instrumentów finansowych niewyznaczonych dla celów rachunkowości
zabezpieczeń dotyczących ekspozycji operacyjnej
2023
2022
(dane
przekształcone)
Wycena pochodnych instrumentów finansowych
(723)
(707)
futures towarowy w tym:
(357)
20
uprawnienia do emisji CO2
(149)
(752)
energia elektryczna
3
256
gaz ziemny
(211)
516
forwardy towarowe w tym:
(49)
(615)
uprawnienia do emisji CO2
-
-
energia elektryczna
(276)
(132)
gaz ziemny
227
(483)
swapy towarowe
(314)
(31)
pozostałe
(3)
(81)
Rozliczenie pochodnych instrumentów finansowych
898
(2 789)
futures towarowy w tym:
298
(645)
uprawnienia do emisji CO2
275
(646)
olej napędowy
23
1
forwardy towarowe w tym:
88
120
energia elektryczna
88
120
swapy towarowe
509
(2 302)
swap walutowy
-
(3)
pozostałe
3
41
175
(3 496)
W 2023 roku i 2022 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, zakup i sprzedaż gazu ziemnego, kontraktów terminowych CO
2
oraz energii
elektrycznej. Ponadto w pozycji tej została rozpoznana część nieefektywna w zakresie rachunkowości zabezpieczeń z tytułu
wyceny i rozliczenia swapów towarowych dotyczących zabezpieczenia niedopasowania czasowego na zakupach ropy naftowej,
zakupu i sprzedaży gazu ziemnego, zapasów ponadnormatywnych i zabezpieczania asfaltów oraz zabezpieczenie fizycznej
sprzedaży gotowych produktów kupowanych drogą morską. Wynik na fizycznej pozycji, która jest zabezpieczana przez Grupę
transakcjami terminowymi, odzwierciedlony jest w zysku/(stracie) na sprzedaży w ramach kosztów wytworzenia (koszt ropy
naftowej użytej do wytworzenia produktów rafineryjnych ujęty w oparciu o ceny średnioważone nabycia) oraz zapasów (koszt gazu
ziemnego w magazynach skalkulowany w oparciu o średnioważone ceny nabycia) i przychodach ze sprzedaży produktów
rafineryjnych oraz przychodach ze sprzedaży gazu ziemnego. 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.
Grupa stosuje rachunkowość zabezpieczeń w odniesieniu do zabezpieczenia niedopasowania czasowego wynikającego z zakupu
ropy naftowej drogą morską oraz sprzedaży produktów rafineryjnych, zakupu i sprzedaży gazu ziemnego, zapasów
ponadnormatywnych i zabezpieczania asfaltów oraz zabezpieczenia fizycznej sprzedaży gotowych produktów kupowanych drogą
morską a także do zabezpieczenia ryzyka walutowego na działalności operacyjnej. W związku z powyższym wycena i rozliczenie
swapów towarowych 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, koszt
wytworzenia lub zapasy.
Grupa stosuje rachunkowość zabezpieczeń również do zabezpieczenia ryzyka zmian rynkowych cen uprawnień do emisji CO
2
.
W związku z powyższym część efektywna zmiany wartości godziwej instrumentu zabezpieczającego jest odnoszona do
sprawozdania z sytuacji finansowej w pozycji kapitał 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.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
58 / 147
13.12. Przychody i koszty finansowe
13.12.1. Przychody finansowe
2023
2022
(dane
przekształcone)
Odsetki obliczone z zastosowaniem metody efektywnej stopy procentowej
1 870
501
Pozostałe odsetki
2
1
Nadwyżka dodatnich różnic kursowych
2 025
-
Dywidendy
-
61
Instrumenty pochodne niewyznaczone dla celów rachunkowości zabezpieczeń - rozliczenie i
wycena
300
1 475
Pozostałe
260
227
4 457
2 265
Wartość nadwyżki dodatnich różnic kursowych to głównie efekt umocnienia się PLN względem EUR oraz USD w analizowanym
okresie.
13.12.2. Koszty finansowe
2023
2022
(dane
przekształcone)
Odsetki obliczone z zastosowaniem metody efektywnej stopy procentowej
(394)
(737)
Odsetki z tytułu leasingu
(495)
(238)
Odsetki od zobowiązań podatkowych
(54)
(19)
Nadwyżka ujemnych różnic kursowych
-
(643)
Instrumenty pochodne niewyznaczone dla celów rachunkowości zabezpieczeń - rozliczenie i
wycena
(881)
(962)
Pozostałe
(325)
(171)
(2 149)
(2 770)
Rozliczenie i wycena netto pochodnych instrumentów finansowych niewyznaczonych dla celów rachunkowości
zabezpieczeń
2023
2022
Wycena pochodnych instrumentów finansowych
(271)
456
forwardy walutowe
(17)
53
pozostałe, w tym:
(254)
403
swapy walutowo - procentowe
(236)
55
swapy procentowe
(9)
(1)
swap walutowy
-
342
opcja Polimex-Mostostal
(9)
7
Rozliczenie pochodnych instrumentów finansowych
(310)
57
forwardy walutowe
(215)
149
pozostałe, w tym:
(95)
(92)
swapy walutowo - procentowe
(98)
(98)
swapy procentowe
3
6
(581)
513
W 2023 i 2022 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 miało kształtowanie
się kursów PLN względem EUR i USD.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
59 / 147
13.13. (Strata)/odwrócenie straty z tytułu utraty wartości należności handlowych oraz pozostałych aktywów
finansowych
2023
2022
(dane
przekształcone)
(Strata) z tytułu utraty wartości należności handlowych
(611)
(513)
Odwrócenie straty z tytułu utraty wartości należności handlowych
393
204
(218)
(309)
(Strata) z tytułu utraty wartości odsetek od należności handlowych
(66)
(11)
Odwrócenie straty z tytułu utraty wartości odsetek od należności handlowych
54
4
(Strata) z tytułu utraty wartości udzielonych pożyczek
(606)
(15)
Odwrócenie straty z tytułu utraty wartości udzielonych pożyczek
568
8
(Strata) z tytułu utraty wartości depozytów zabezpieczających
(2)
Odwrócenie straty z tytułu utraty wartości depozytów zabezpieczających
2
-
(50)
(14)
(268)
(323)
(Strata)/odwrócenie straty z tytułu należności handlowych oraz pozostałych aktywów finansowych zaprezentowana w wyniku:
- z działalności operacyjnej dotyczy utraty wartości należności handlowych;
- z działalności finansowej dotyczy utraty wartości pożyczek, odsetek od należności handlowych oraz depozytów
zabezpieczających.
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 jednostek.
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.
2023
2022
(dane
przekształcone)
Podatek dochodowy wykazany w rachunku zysków lub strat
Podatek dochodowy bieżący
(5 160)
(8 318)
Podatek odroczony
(4 427)
306
(9 587)
(8 012)
Podatek odroczony w innych całkowitych dochodach
Instrumenty zabezpieczające
368
(1 365)
Zyski i straty aktuarialne
41
(12)
Zyski/(straty) z tytułu inwestycji w instrumenty kapitałowe wyceniane w wartości
godziwej przez inne całkowite dochody
2
(1)
411
(1 378)
(9 176)
(9 390)
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
60 / 147
13.14.1. Uzgodnienie efektywnej stawki podatku
2023
2022
(dane
przekształcone)
Zysk przed opodatkowaniem
30 314
47 831
Podatek dochodowy obliczony według obowiązującej w Polsce stawki (19%)
(5 760)
(9 088)
Różnice stawek podatkowych
(2 426)
(1 908)
Szwajcaria (25%)
82
-
Litwa (15%)
71
(38)
Czechy (19%)
(37)
(2)
Niemcy (30% oraz 33%)
(73)
(153)
Kanada (27%)
34
(16)
Norwegia (78%)
(2 497)
(1 697)
Malta (35%)
(6)
(2)
Zysk z tytułu okazyjnego nabycia
2
2 886
Odpisy aktualizujące rzeczowe aktywa trwałe i wartości niematerialne
(252)
(268)
Odpisy aktualizujące należności
(158)
(11)
Straty podatkowe
(556)
(40)
Nieodpłatne prawa majątkowe
172
(38)
Inwestycje wyceniane metodą praw własności
(307)
54
Ulga podatkowa
186
89
Rezerwa na podatek odroczony od zysków kapitałowych w ORLEN Capital
(23)
(49)
Wpływ windfall tax na podatek w Grupie ORLEN Unipetrol *
(275)
278
Pozostałe
(190)
83
Podatek dochodowy
(9 587)
(8 012)
Efektywna stawka podatku
32%
17%
* Podatek w Czechach jest obliczany zgodnie z czeskimi przepisami podatkowymi według stawki 19% szacowanego dochodu do opodatkowania za dany rok zarówno w 2023 jak i w
2022 roku.
Podatek odroczony został wyliczony przy zastosowaniu stawek podatkowych zatwierdzonych na lata 2024 i następne tj. 21% oraz stawki podatku nadzwyczajnego (windfall tax).
Efektywna stopa podatkowa do kalkulacji podatku odroczonego na dzień 31 grudnia 2023 roku została prognozowana na poziomie 21% (na dzień 31 grudnia 2022 roku prognozowano
stawki na poziomie 53% w roku 2023 i 21% w latach 2024-2025). Spółki ORLEN Unipetrol RPA s.r.o., PARAMO a.s. i Butadien Kralupy a.s. są płatnikami podatku od zysków
nadzwyczajnych w latach 2023-2025. Stawka podatku od nadzwyczajnych zysków w latach 2023-25 została ustalona na poziomie 60% i liczona jest od podstawy opodatkowania
przekraczającej średnią podstawę opodatkowania w latach 2018-2021.
.
W przypadku spółek norweskich, stopa podatkowa wynosi 78% podstawy opodatkowania. Działalność na norweskim szelfie
kontynentalnym w 2023 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:
- możliwości 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
2023 roku 12,40% wydatków (w 2022 roku ulga wynosiła 17,69% 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;
- możliwości pełnej konsolidacji podatkowej realizowanych projektów. W efekcie, spółka może obniżyć wysokość podatku do
zapłaty od wydobycia węglowodorów z zagospodarowanych złóż, poprzez wydatkowanie nakładów inwestycyjnych na
nowych złożach, które podlegają natychmiastowej amortyzacji;
- możliwości odjęcia od przychodów całości wydatków na poszukiwania złoża;
- możliwości 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 zmniejszenia wysokości ulgi inwestycyjnej
z 17,69% w 2022 roku do 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;
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
61 / 147
- 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 przyspieszają 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 dniu 30 marca 2023 roku PGNiG Upstream Norway AS (PUN) i LOTOS Exploration & Production Norge AS (LEPN) podpisały
umowę o przeniesieniu zorganizowanej części przedsiębiorstwa w postaci całości biznesu poszukiwania, wydobycia i sprzedaży
ropy i gazu z LEPN do PUN.
Umowa została sfinalizowana 2 maja 2023 roku, a termin jej obowiązywania dla celów podatkowych ustalono na 1 stycznia 2023
roku.
Przenoszona działalność obejmowała udziały w koncesjach wydobywczych Sleipner Vest, Sleipner Øst, Gungne, Utgard i Yme,
licencji poszukiwawczych oraz na etapie zagospodarowania, a także inne aktywa, w tym niematerialne, prawa do użytkowania,
zapasy, zobowiązania handlowe, leasingowe, likwidacyjne, podatkowe, rezerwy.
Z transakcji wyłączone zostały niektóre pozycje, takie jak umowy rachunków bankowych escrow, zastaw tych rachunków,
pozostałe rachunki bankowe i kapitał akcyjny. Ponieważ LEPN zaprzestała wszelkiej działalności w zakresie wydobycia ropy
naftowej od dnia 2 maja 2023 roku, przyszła działalność spółki będzie podlegać opodatkowaniu zwykłą stawką CIT 22%.
13.14.2. Podatek odroczony
31/12/2022
(dane
przekształcone)
Podatek
odroczony
ujęty w wyniku
finansowym
Podatek
odroczony
ujęty w innych
całkowitych
dochodach
Różnice
kursowe z
przeliczenia
jednostek
działających
za granicą
Połączenie
jednostek
Pozostałe *
31/12/2023
Aktywa z tytułu podatku odroczonego
Różnice przejściowe dotyczące
aktywów trwałych
140
13
-
-
17
-
170
Odpisy aktualizujące wartość aktywów
1 819
2 835
-
23
9
-
4 686
Rezerwy i rozliczenia międzyokresowe
4 204
(242)
41
(279)
(53)
-
3 671
Straty podatkowe
1 699
(817)
-
(42)
14
-
854
Wycena pochodnych instrumentów
finansowych
7 418
(6 309)
514
-
43
-
1 666
Zobowiązania z tytułu leasingu
1 250
95
(4)
(41)
11
-
1 311
Inwestycyjna ulga podatkowa
103
25
-
(5)
-
(55)
68
Niezrealizowane różnice kursowe
152
(103)
-
-
-
-
49
Pozostałe
425
71
(1)
29
(32)
-
492
17 210
(4 432)
550
(315)
9
(55)
12 967
Zobowiązania z tytułu podatku odroczonego
Różnice przejściowe dotyczące
aktywów trwałych
19 224
741
(9)
(1 170)
47
-
18 833
Odpisy aktualizujące wartość aktywów
11
226
4
-
-
-
241
Niezrealizowane różnice kursowe
368
101
-
(8)
-
-
461
Wycena pochodnych instrumentów
finansowych
2 824
(1 307)
146
5
-
-
1 668
Pozostałe
1 068
234
(2)
(82)
(108)
-
1 110
23 495
(5)
139
(1 255)
(61)
-
22 313
(6 285)
(4 427)
411
940
70
(55)
(9 346)
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
62 / 147
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
Rozpoznanie
wspólnego
działania w
Rafinerii
Gdańskiej na
moment
początkowego
ujęcia
Pozostałe*
31/12/2022
(dane
przekształcone)
Aktywa z tytułu podatku odroczonego
Różnice przejściowe dotyczące
aktywów trwałych
110
(23)
-
-
53
-
-
140
Odpisy aktualizujące wartość aktywów
374
(594)
-
(7)
1 937
109
-
1 819
Rezerwy i rozliczenia międzyokresowe
1 071
662
(12)
(89)
2 553
19
-
4 204
Straty podatkowe
659
843
-
25
172
-
-
1 699
Wycena pochodnych instrumentów
finansowych
167
31
(1 183)
(1)
8 404
-
-
7 418
Zobowiązania z tytułu leasingu
1 040
67
-
10
119
14
-
1 250
Inwestycyjna ulga podatkowa
105
42
-
6
-
-
(50)
103
Niezrealizowane różnice kursowe
107
44
-
-
1
-
-
152
Pozostałe
282
(1 166)
2
(1)
1 283
25
-
425
3 915
(94)
(1 193)
(57)
14 522
167
(50)
17 210
Zobowiązania z tytułu podatku odroczonego
Różnice przejściowe dotyczące
aktywów trwałych
4 552
137
1
(308)
14 446
396
-
19 224
Odpisy aktualizujące wartość aktywów
-
(707)
1
1
716
-
-
11
Niezrealizowane różnice kursowe
238
128
-
1
1
-
-
368
Wycena pochodnych instrumentów
finansowych
214
10
182
(1)
2 419
-
-
2 824
Pozostałe
253
32
1
(23)
741
64
-
1 068
5 257
(400)
185
(330)
18 323
460
-
23 495
(1 342)
306
(1 378)
273
(3 801)
(293)
(50)
(6 285)
(dane przekształcone)
* W związku ze zrealizowaną inwestycją związaną z budową instalacji do produkcji glikolu na terenie Krakowskiego Parku Technologicznego Spółka ORLEN Południe uzyskała
uprawnienia do 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. Data wygaśnięcia „Decyzji o wsparciu nowych inwestycji” to 12 lat licząc od dnia jej wydania.
Spółka na dzień 31 grudnia 2023 rok przeprowadziła test na utratę wartości aktywa na podatek odroczony z tytułu planowanej do rozliczenia w przyszłości premii inwestycyjnej na
podstawie planowanych budżetów osiągnięcia zakładanych dochodów podatkowych w kolejnych latach. W wyniku testu spółka utworzyła odpis aktualizujący w wysokości 55 mln PLN.
Na dzień 31 grudnia 2023 roku aktywa oraz zobowiązania z tytułu podatku odroczonego wyniosły odpowiednio 991 mln PLN i 10
337 mln PLN.
Na dzień 31 grudnia 2023 roku i na dzień 31 grudnia 2022 roku Grupa posiadała nierozliczone straty podatkowe w łącznej wysokości
odpowiednio 5 111 mln PLN i 2 090 mln PLN dotyczące głównie spółek z Grupy ENERGA, byłej Grupy PGNiG oraz ORLEN Trading
Switzerland, 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 S.A., Energa-Operator S.A., Energa-Obrót S.A., Energa OZE S.A. (obecnie: Energa
Wytwarzanie S.A.), Energa Informatyka i Technologie Sp. z o.o., Energa Logistyka Sp. z o.o. oraz Energa Oświetlenie Sp. z o.o.
Spółka Energa S.A. 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.
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 związku z kończącym się okresem funkcjonowania grupy, w dniu 26 października 2023 roku zawarto umowę nowej podatkowej
grupy kapitałowej pod nazwą PGK ENERGA 2024. Umowę zawarto na trzy lata podatkowe od 1 stycznia 2024 do 31 grudnia 2026
roku. Umowa została zarejestrowana przez Naczelnika Pierwszego Mazowieckiego Urzędu Skarbowego w Warszawie decyzją z
dnia 29 listopada 2023 roku. W skład nowej PGK weszły spółki: Energa S.A., Energa-Operator S.A., Energa Wytwarzanie S.A.,
Energa Logistyka Sp. z o.o. oraz Energa Oświetlenie Sp. z o.o.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
63 / 147
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 powiększone o późniejsze koszty ich ulepszeń oraz pomniejszone 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.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
64 / 147
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 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 tzw. negatu
(odwiertu nieproduktywnego) wartość skapitalizowanych nakładów dotyczących przedmiotowego odwiertu odpisywana jest w ciężar pozostałych
kosztów operacyjnych w okresie w którym uznano odwiert za negatywny.
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 2023 skutkował
zmniejszeniem kosztów amortyzacji o 22 mln PLN w porównaniu z kosztami amortyzacji, które zostałyby ujęte na bazie okresów użytkowania
stosowanych w roku 2022. W 2023 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.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
65 / 147
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
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
01/01/2023
(dane przekształcone)
Wartość księgowa brutto
1 916
87 255
64 361
6 096
23 113
2 324
21 329
206 394
Skumulowane umorzenie
(15)
(16 433)
(28 596)
(2 027)
(1)
(72)
(3 763)
(50 907)
Odpisy aktualizujące
(48)
(5 754)
(10 058)
(279)
(813)
(997)
(1 155)
(19 104)
1 853
65 068
25 707
3 790
22 299
1 255
16 411
136 383
zwiększenia/(zmniejszenia) netto
10
(3 988)
(622)
319
5 091
(440)
(2 068)
(1 698)
Nakłady inwestycyjne
1
261
222
33
26 337
250
1 454
28 558
Amortyzacja
(9)
(4 863)
(3 541)
(758)
-
(25)
(3 012)
(12 208)
Koszty finansowania zewnętrznego
-
-
-
-
405
3
-
408
Połączenie jednostek
5
219
1 168
5
-
-
-
1 397
Odpisy aktualizujące netto, w tym: *
-
(4 937)
(1 979)
(55)
(7 334)
(26)
(992)
(15 323)
Utworzenie
-
(5 208)
(1 909)
(39)
(7 581)
(467)
(1 037)
(16 241)
Odwrócenie
-
268
18
1
56
27
-
370
Reklasyfikacje
90
5 933
4 086
1 226
(13 486)
(83)
2 200
(34)
Różnice kursowe w tym:
(73)
(344)
(452)
(54)
(737)
(66)
(1 555)
(3 281)
różnice kursowe dotyczące odpisów aktualizujących
4
389
849
13
55
3
84
1 397
Rezerwa na rekultywację
-
(200)
-
-
-
(1)
(109)
(310)
Pozostałe**
(4)
(57)
(126)
(78)
(94)
(492)
(54)
(905)
1 863
61 080
25 085
4 109
27 390
815
14 343
134 685
Wartość księgowa netto na
31/12/2023
Wartość księgowa brutto
1 930
92 023
65 996
6 683
35 481
1 950
22 798
226 861
Skumulowane umorzenie
(23)
(20 641)
(29 723)
(2 253)
1
(115)
(6 392)
(59 146)
Odpisy aktualizujące
(44)
(10 302)
(11 188)
(321)
(8 092)
(1 020)
(2 063)
(33 030)
1 863
61 080
25 085
4 109
27 390
815
14 343
134 685
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
517
42 735
7 610
1 885
15 045
504
12 708
81 004
Nakłady inwestycyjne
3
712
144
25
14 984
203
1 004
17 075
Amortyzacja
(1)
(2 135)
(2 734)
(512)
-
(16)
(1 054)
(6 452)
Koszty finansowania zewnętrznego
-
(5)
35
-
126
(26)
-
130
Połączenie jednostek
277
40 882
7 866
1 878
7 306
924
12 776
71 909
Rozpoznanie wspólnego działania w Rafinerii
Gdańskiej na moment początkowego ujęcia
8
1 871
1 872
54
159
-
-
3 964
Odpisy aktualizujące netto, w tym: *
-
(1 823)
(2 585)
(170)
(707)
103
91
(5 091)
Utworzenie
-
(1 888)
(2 528)
(182)
(845)
(74)
(1)
(5 518)
Odwrócenie
-
10
2
3
1
105
91
212
Reklasyfikacje
153
2 953
2 807
637
(6 790)
(565)
558
(247)
Różnice kursowe w tym:
30
165
281
27
12
(41)
(260)
214
różnice kursowe dotyczące odpisów aktualizujących
(2)
(246)
(509)
(6)
(7)
(2)
(19)
(791)
Rezerwa na rekultywację
-
(113)
(11)
-
-
(6)
(400)
(530)
Pozostałe
47
228
(65)
(54)
(45)
(72)
(7)
32
Wartość księgowa netto na
31/12/2022
1 853
65 068
25 707
3 790
22 299
1 255
16 411
136 383
(dane przekształcone)
* odpisy aktualizujące netto obejmują utworzenie, odwrócenie, wykorzystanie oraz reklasyfikacje.
** pozycja pozostałe obejmuje głównie sprzedaż i likwidację
Opis przyczyn zmian głównych odpisów aktualizujących znajduje się w nocie 14.4.
W 2023 i 2022 roku nakłady inwestycyjne zostały pomniejszone o kwotę odpowiednio 89 mln PLN i 25 mln PLN z tytułu
otrzymanych/należnych kar za nieterminowe wykonanie kontraktów inwestycyjnych.
Stopa kapitalizacji zastosowana do wyliczenia aktywowanych kosztów finansowania zewnętrznego za 2023 rok i za 2022 rok wyniosła
odpowiednio 3,88% i 1,42%.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
66 / 147
Wartość księgowa brutto w pełni zamortyzowanych rzeczowych aktywów trwałych będących nadal w użytkowaniu na dzień
31 grudnia 2023 roku oraz na dzień 31 grudnia 2022 roku wyniosła odpowiednio 6 341 mln PLN oraz 5 397 mln PLN.
14.2. Wartości niematerialne oraz wartość firmy
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:
odpowiada najniższemu poziomowi w jednostce, na którym wartość firmy jest monitorowana na wewnętrzne potrzeby zarządcze oraz
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.
WYBRANE ZASADY RACHUNKOWOŚCI
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 2023 skutkował zmniejszeniem kosztów amortyzacji o (1) mln PLN w porównaniu z kosztami
amortyzacji, które zostałaby ujęte na bazie okresów użytkowania stosowanych w roku 2022.
Zmiana stanu wartości niematerialnych wytworzonych we własnym zakresie
Na dzień 31 grudnia 2023 roku oraz na dzień 31 grudnia 2022 roku wartości niematerialne wytworzone we własnym zakresie
wyniosły odpowiednio 31 mln PLN oraz 23 mln PLN.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
67 / 147
Zmiana stanu pozostałych wartości niematerialnych i wartości firmy
Patenty i licencje
Wartość firmy
Prawa majątkowe
Pozostałe
Razem
Wartość księgowa netto na
01/01/2023
(dane przekształcone)
Wartość księgowa brutto
3 350
1 214
8 476
1 109
14 149
Skumulowane umorzenie
(1 956)
(1)
-
(128)
(2 085)
Odpisy aktualizujące
(203)
(513)
(55)
(124)
(895)
1 191
700
8 421
857
11 169
zwiększenia/(zmniejszenia) netto
(189)
1 828
1 449
(138)
2 950
Nakłady inwestycyjne
268
-
-
245
513
Amortyzacja
(304)
-
-
(218)
(522)
Koszty finansowania zewnętrznego
-
-
-
5
5
Połączenie jednostek
1
1 939
-
4
1 944
Odpisy aktualizujące netto *
(68)
(97)
-
(68)
(233)
Różnice kursowe
(22)
(14)
(65)
(11)
(112)
Pozostałe **
(64)
-
1 514
(95)
1 355
1 002
2 528
9 870
719
14 119
Wartość księgowa netto na
31/12/2023
Wartość księgowa brutto
3 344
3 117
9 925
1 260
17 646
Skumulowane umorzenie
(2 076)
(1)
-
(350)
(2 427)
Odpisy aktualizujące
(266)
(588)
(55)
(191)
(1 100)
1 002
2 528
9 870
719
14 119
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
225
121
5 491
508
6 345
Nakłady inwestycyjne
172
-
-
219
391
Amortyzacja
(273)
-
-
(146)
(419)
Koszty finansowania zewnętrznego
-
-
-
7
7
Połączenie jednostek
305
310
1 309
501
2 425
Rozpoznanie wspólnego działania w Rafinerii Gdańskiej
na moment początkowego ujęcia
26
-
448
25
499
Odpisy aktualizujące netto *
(146)
(193)
2
(116)
(453)
Różnice kursowe
12
4
49
8
73
Pozostałe **
129
-
3 683
10
3 822
Wartość księgowa netto na
31/12/2022
1 191
700
8 421
857
11 169
(dane przekształcone)
* W 2023 i w 2022 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 2023 i 2022, rozliczenie praw za 2022
rok i za 2021 rok.
Wartość księgowa brutto w pełni zamortyzowanych wartości niematerialnych będących nadal w użytkowaniu na dzień 31 grudnia
2023 roku oraz na dzień 31 grudnia 2022 roku wyniosła odpowiednio 1 132 mln PLN oraz 811 mln PLN.
14.2.1. Wartość firmy
Segment
działalności
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
Stan na początek okresu
700
579
Nowe nabycia
1 939
310
Normbenz Magyarorsag Kft
Detal
-
310
Farmy wiatrowe w Wielkopolsce i na Pomorzu Zachodnim
Energetyka
292
-
Farmy wiatrowe Ujazd, Dobrzyca, Dominowo
Energetyka
1 332
-
Remaq
Petrochemia
218
-
Nabycie części aktywów petrochemicznych
Petrochemia
97
-
Odpis aktualizujący UAB ORLEN Mockavos terminalas (Grupa ORLEN Lietuva) *
Detal
-
(193)
Odpis aktualizujący wartość firmy rozpoznaną przy nabyciu części aktywów petrochemicznych
Petrochemia
(97)
-
Różnice kursowe
(14)
4
2 528
700
* z uwzględnieniem różnic kursowych
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
68 / 147
14.2.2. Prawa majątkowe
Zmiana stanu posiadanych uprawnień do emisji CO
2
za 2023 rok
Ilość
(w tys.ton)
#
Wartość
01/01/2023
(dane przekształcone)
26 814
8 024
Otrzymane nieodpłatnie
9 547
4 263
Rozliczenie emisji za 2022 rok
(27 917)
(10 625)
Inne zwiększenia/zmniejszenia *
20 339
7 664
Różnice kursowe
(6)
(65)
28 777
9 261
* inne zwiększenia/zmniejszenia obejmują: zakup, sprzedaż oraz przeznaczone do sprzedaży posiadane uprawnienia do emisji CO
2
W 2023 roku emisje CO
2
w Grupie ORLEN wyniosły 26 162 tys. ton natomiast wartość rezerwy na emisje CO
2
na dzień 31 grudnia
2023 roku wyniosła 8 231 mln PLN (nota 14.11).
Na dzień 31 grudnia 2023 roku wartość rynkowa jednego uprawnienia EUA wyniosła 349,45 PLN (co odpowiada 80,37 EUR
według kursu na dzień 31 grudnia 2023 roku) (źródło: www.theice.com).
Zmiana stanu posiadanych certyfikatów energetycznych za 2023 rok
Ilość
(w tys.MWh)
Wartość
01/01/2023
(dane przekształcone)
1 690
397
Otrzymane nieodpłatnie
466
78
Rozliczenie emisji za 2022 rok
(532)
(176)
Inne zwiększenia/zmniejszenia *
1 295
310
2 919
609
* Inne zwiększenia/zmniejszenia obejmują: zakup, sprzedaż oraz przeznaczone do sprzedaży posiadanych certyfikatów energetycznych.
W 2023 roku wolumen obowiązku umorzenia certyfikatów energetycznych w Grupie ORLEN wyniósł 2 157 tys. MWh natomiast
wartość rezerwy z tego tytułu na dzień 31 grudnia 2023 roku wyniosła 875 mln PLN (nota 14.11).
Na dzień 31 grudnia 2023 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:
- 152 mln PLN i dotyczyła 400 tys. uprawnień EUA ORLEN,
- 47 mln PLN i dotyczyła 240 tys. MWh certyfikatów energetycznych Grupy ENERGA.
Dodatkowo na dzień 31 grudnia 2023 roku oraz na dzień 31 grudnia 2022 roku w pozycji należności z tytułu dostaw i usług oraz
pozostałe należności Grupa ujęła należne prawa majątkowe dotyczące certyfikatów kolorowych odpowiednio w kwocie 44 mln
PLN oraz 88 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 2023 roku:
- Baltic Gas Sp. z o.o. (Komplementariusz) – 0,0004%
- LOTOS Upstream Sp. z o.o. (Komandytariusz) – 46,2904%
- CalEnergy Resources Poland Sp. z o.o. (Komandytariusz) – 53,7092%
- 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
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
69 / 147
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 2023
70 / 147
Miejsce
prowadzenia
działalności
Podstawowa działalność
Segment
działalności
Udział w
kapitale
zakładowym
na 31.12.2023
Metoda
wyceny
wspólne przedsięwzięcia
Grupa Basell ORLEN Polyolefins (BOP) (ORLEN)
Płock/Polska
produkcja, dystrybucja i
sprzedaż poliolefin
Petrochemia
50,00%
praw własności
Grupa Płocki Park Przemysłowo-Technologiczny
(PPPT)
(ORLEN)
Płock/Polska
budowa i wynajem nieruchomości
Funkcje
Korporacyjne
50,00%
praw własności
Pieridae Production GP Ltd (ORLEN Upstream)
Calgary/Kanada
poszukiwanie i wydobycie kopalin,
magazynowanie, transport i logistyka
Wydobycie
50,00%
praw własności
Elektrownia Ostrołęka (ENERGA)
Ostrołęka/Polska
produkcja energii elektrycznej i
cieplnej
Energetyka
50,00%
praw własności
Baltic Power (ORLEN)
Warszawa/Polska
budowa i eksploatacja morskich
farm wiatrowych
Energetyka
51,14%
praw własności
Grupa ORLEN Synthos Green Energy (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
51,00%
praw własności
UAB Minijos Nafta (AB LOTOS Geonafta)
Gargżdai/Litwa
poszukiwanie i wydobycie ropy
naftowej
Wydobycie
50,00%
praw własności
Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A. (ORLEN)
Stalowa Wola /
Polska
produkcja energii elektrycznej i
cieplnej
Energetyka
50,00%
praw własności
Zakład Separacji Popiołów Siekierki S.A.
(PGNiG Termika)
Warszawa/Polska
firma oczyszczająca popioły lotne
Energetyka
70,00%
praw własności
Jednostki stowarzyszone
Polimex Mostostal S.A. (ORLEN i ENERGA)*
Warszawa/Polska
firma inżynieryjno-budowlana,
generalny wykonawca w zakresie
budownictwa przemysłowego,
producent i eksporter konstrukcji
stalowych
Energetyka/
Wydobycie
32,44%
praw własności
Zakład Wytwórczy Urządzeń
Gazowniczych "Intergaz" Sp z o.o.
(ORLEN)
Tarnowskie
Góry/Polska
produkcja gazomierzy i reduktorów
ciśnienia gazu
Wydobycie
38,30%
praw własności
UAB Naftelf (ORLEN Lietuva)
Wilno/Litwa
obrót paliwem lotniczym oraz
budowa magazynów
Rafineria
34,00%
praw własności
Naftoport Sp. z o.o. (ORLEN)
Gdańsk/Polska
przeładunki ropy naftowej i
produktów naftowych oraz ich tranzyt
Rafineria
26,92%
praw własności
PFK GASKON S.A (ORLEN)
Warszawa/Polska
doradztwo finansowe z obszaru
energetyki oraz obsługa
nieruchomości
Wydobycie
45,94%
praw własności
DEWON S.A. (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. (ORLEN)
Gdańsk/Polska
przerób ropy naftowej, produkcja
paliw i olei
Rafineria
70,00%
udział w
aktywach i
zobowiązaniach
Butadien Kralupy (ORLEN Unipetrol)
Kralupy nad
Vltavou/ Czechy
produkcja butadienu
Petrochemia
51,00%
udział w
aktywach i
zobowiązaniach
* Grupa posiada 79 mln akcji Polimex Mostostal o wartości nominalnej 2 PLN co stanowi około 32,44 % udziału w akcjonariacie tej spółki. Akcje Polimex
Mostostal są notowane na GPW. Wartość godziwa inwestycji na dzień 31 grudnia 2023 roku wyniosła 327 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,
Elektrociepłownia Stalowa Wola S.A., Zakład Separacji Popiołów Siekierki S.A. ,
2. Jednostki stowarzyszone - Zakład Wytwórczy Urządzeń Gazowniczych "Intergaz" Sp. z o.o., PFK Gaskon S.A., DEWON
S.A.
3. Na skutek połączenia z Grupą LOTOS udział ORLEN w inwestycji w Naftoport wzrósł o 8,97%, w wyniku czego inwestycja
została sklasyfikowana jako jednostka stowarzyszona.
Dodatkowo na skutek połączenia z PGNIG wzrosło zaangażowanie w inwestycję w Polimex Mostostal do 32,44%
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 2023
71 / 147
Na dzień 31 grudnia 2023 roku PGNiG Upstream Norway AS posiadała wspólne działania w rozumieniu MSSF 11 w ramach
inwestycji realizowanych w Norwegii na licencjach PL026, PL026B, PL036, PL146, PL146B, PL159F, PL249, PL333, PL364,
PL442, PL442B, PL442C, PL460, PL822S, PL874, PL918S, PL1009, PL1009B, PL1055, PL1055B, PL1055C, PL1088, PL1135,
PL1136, PL1142, PL1143 oraz PL1193, na których sprawowała współkontrolę.
Na dzień 31 grudnia 2023 roku PGNiG Upstream Norway AS posiadała ponadto udziały w innych licencjach na Norweskim Szelfie
Kontynentalnym, które obejmują między innymi złoża Ormen Lange, Skarv, Gina Krog, Morvin, Vilje, Marulk, Alve, Tommeliten
Alpha, Duva, Alve Nord, Kvitebjørn, Valemon, Fulla, Sleipner Øst, Sleipner Vest, Gungne, Yme oraz Tyrving. Biorąc pod uwagę
kryteria MSSF 11, działalność Grupy na wymienionych wyżej złożach nie stanowi wspólnych ustaleń umownych w rozumieniu tego
standardu i Grupa nie sprawuje współkontroli nad tą działalnością, ze względu na fakt, że istnieje więcej niż jedna kombinacja
stron, które wspólnie mogą porozumieć się w celu podjęcia istotnych decyzji. Z tego względu dla celów prawidłowego rozliczenia
i ujmowania operacji związanych z działalnością na tych złożach, Grupa stosuje zapisy innych, odpowiednich MSSF,
uwzględniając swój udział w złożach, co sprawia, że nie ma istotnych różnic w metodzie księgowego ujmowania i rozpoznawania
związanych z tą działalnością operacji w porównaniu do sposobu rozpoznawania operacji prowadzonych wspólnie z udziałowcami
licencji, które spełniają definicję wspólnych działań w rozumieniu MSSF 11.
Inwestycje wyceniane metodą praw własności
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
Wspólne przedsięwzięcia
1 803
3 047
Grupa Basell ORLEN Polyolefins (ORLEN)
563
673
EuRoPol GAZ (ORLEN)
-
1 805
Baltic Power (ORLEN)
844
322
Grupa ORLEN Synthos Green Energy (ORLEN)
349
206
Grupa Płocki Park Przemysłowo-Technologiczny (ORLEN)
37
34
Pozostałe
10
7
Jednostki stowarzyszone
367
343
Polimex Mostostal (ORLEN i ENERGA)
291
269
Naftoport (ORLEN)
61
55
Pozostałe
15
19
2 170
3 390
Udział w wyniku jednostek wycenianych metodą praw własności
2023
2022
Wspólne przedsięwzięcia
(1 663)
246
Grupa Basell ORLEN Polyolefins (ORLEN)
(9)
219
Elektrownia Ostrołęka (ENERGA) *
-
46
Baltic Power (ORLEN)
(695)
(3)
EuRoPol GAZ (ORLEN)**
(951)
(10)
Pozostałe
(8)
(6)
Jednostki stowarzyszone
46
38
Naftoport (ORLEN)
26
9
Polimex Mostostal (ORLEN i ENERGA)
18
28
Pozostałe
2
1
(1 617)
284
* 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 46 mln PLN na
skutek uiszczenia i rozliczenia całości kwot należnych generalnemu wykonawcy.
** Pozycja zawiera dokonany w III kwartale 2023 roku odpis aktualizujący wartość inwestycji w EuRoPol Gaz do ustalonej wartości godziwej odpowiadającej posiadanym przez Grupę
akcjom w tej spółce w wysokości (942) mln PLN. Ustalona wartość godziwa wyniosła 852 mln PLN. Więcej na ten temat w nocie 7.3.5.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
72 / 147
Skrócone informacje finansowe wspólnego przedsięwzięcia Grupy Basell ORLEN Polyolefins
31/12/2023
31/12/2022
Aktywa trwałe
700
755
Aktywa obrotowe
1 244
1 478
środki pieniężne
511
247
pozostałe aktywa obrotowe
733
1 231
Aktywa razem
1 944
2 233
Kapitał własny razem
1 327
1 366
Zobowiązania długoterminowe
19
21
Zobowiązania krótkoterminowe, w tym:
598
846
zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
573
784
Zobowiązania razem
617
867
Pasywa razem
1 944
2 233
Dług netto
(511)
(247)
Aktywa netto
1 327
1 366
Udział Grupy we wspólnym przedsięwzięciu (50%)
664
683
Eliminacja wyników na wspólnych transakcjach
(101)
(10)
Inwestycje we wspólnym przedsięwzięciu wycenianym metodą praw własności
563
673
2023
2022
Przychody ze sprzedaży
3 058
5 509
Koszt własny sprzedaży, w tym:
(2 949)
(4 812)
amortyzacja
(69)
(70)
Zysk brutto na sprzedaży
109
697
Koszty sprzedaży
(105)
(148)
Koszty ogólnego zarządu
(29)
(23)
Pozostałe przychody i koszty operacyjne netto
215
6
Zysk z działalności operacyjnej
190
532
Przychody i koszty finansowe netto
10
3
Zysk przed opodatkowaniem
200
535
Podatek dochodowy
(38)
(102)
Zysk netto
162
433
Całkowite dochody netto
161
433
Dywidendy otrzymane od wspólnego przedsięwzięcia
100
260
Zysk netto
162
433
Udział Grupy we wspólnym przedsięwzięciu (50%)
81
217
Eliminacja wyników na wspólnych transakcjach
(90)
2
Udział Grupy w wyniku wspólnego przedsięwzięcia wycenianego metodą praw własności
(9)
219
Skrócone informacje finansowe wspólnego przedsięwzięcia Baltic Power Sp. z o.o.
31/12/2023
31/12/2022
Aktywa trwałe
4 689
393
Aktywa obrotowe
1 385
172
środki pieniężne
822
144
pozostałe aktywa obrotowe
563
28
Aktywa razem
6 074
565
Kapitał własny razem
1 515
492
Zobowiązania długoterminowe, w tym:
3 533
6
Pozostałe zobowiązania długoterminowe
1 322
6
Zobowiązania krótkoterminowe, w tym:
1 026
67
zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
628
67
Zobowiązania razem
4 559
73
Pasywa razem
6 074
565
Dług netto
1 774
(144)
Aktywa netto
1 515
492
Udział Grupy we wspólnym przedsięwzięciu (51,14%)
775
253
Wartość firmy
69
69
Inwestycje we wspólnym przedsięwzięciu wycenianym metodą praw własności
844
322
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
73 / 147
2023
2022
(Strata) z działalności operacyjnej
(12)
(9)
Przychody i koszty finansowe netto
(1 347)
3
Przychody finansowe
13
3
Koszty finansowe
(1 360)
-
(Strata) przed opodatkowaniem
(1 359)
(6)
(Strata) netto
(1 359)
(6)
Całkowite dochody netto
(1 359)
(6)
(Strata) netto
(1 359)
(6)
Udział Grupy we wspólnym przedsięwzięciu (51,14%)
(695)
(3)
Udział Grupy w wyniku wspólnego przedsięwzięcia wycenianego metodą praw własności
(695)
(3)
Skrócone informacje finansowe jednostki stowarzyszonej Polimex-Mostostal S.A. (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 PGNiG udział Grupy w akcjonariacie Polimex-Mostostal wzrósł do 32,44%.
31/12/2023
31/12/2022
Aktywa trwałe
689
675
Aktywa obrotowe
1 763
2 150
środki pieniężne
241
747
pozostałe aktywa obrotowe
1 522
1 403
Aktywa razem
2 452
2 825
Zobowiązania długoterminowe
246
263
Zobowiązania krótkoterminowe
1 197
1 620
Zobowiązania razem
1 443
1 883
Pasywa razem
2 452
2 825
Aktywa netto
1 009
942
Udział Grupy w aktywach netto jednostki stowarzyszonej (32,44%)
327
306
Korekty dostosowawcze
(36)
(37)
Inwestycje w jednostce stowarzyszonej
291
269
2023
2022
Przychody ze sprzedaży
3 322
4 170
amortyzacja
43
44
Przychody i koszty finansowe netto
(2)
(4)
Zysk przed opodatkowaniem
85
185
Podatek dochodowy
(30)
(36)
Zysk netto
55
149
Zysk netto
55
149
Udział Grupy w jednostce stowarzyszonej (32,44%)
18
48
Korekty dostosowawcze
-
(20)
Udział Grupy w wyniku jednostki stowarzyszonej
18
28
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 2023 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. (obecnie: Tauron Inwestycje Sp. z o.o.) i BGK,
w których występują ograniczenia dotyczące możliwości transferów środków. W szczególności ECSW nie może:
- 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 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 2023 roku wynosi zero.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
74 / 147
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 ORLEN było przypisanie wag prawdopodobieństwa dla poszczególnych scenariuszy
makroekonomicznych. Analizę scenariuszową zastosowano do wyceny aktywów segmentu rafineryjnego i petrochemicznego w ORLEN, ORLEN
Unipetrol i ORLEN Lietuva.
Na dzień 31 grudnia 2023 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 2023 roku,
- zmianą stóp dyskonta,
- przyjęciem w dniu 11 stycznia 2024 roku Planu Finansowego ORLEN i Grupy ORLEN na rok 2024,
- aktualizacją Długoterminowego Planu Finansowego.
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 2023 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 2023 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 2023
75 / 147
Oszacowane przez Grupę ORLEN główne stopy dyskonta po opodatkowaniu na dzień 31 grudnia 2023 roku w latach 2024 - 2029
kształtowały się następująco (dla kolejnych lat zastosowano stałą stopę dyskonta obliczoną dla roku 2029):
Kraj
Segment / CGU
2024
2025
2026
2027
2028
2029+
Beta
nielewerowana
D/E
Polska
Rafineria
8,42%
8,27%
8,21%
8,29%
8,41%
8,03%
75,23%
70,22%
Polska
Petrochemia
8,70%
8,55%
8,49%
8,57%
8,69%
8,30%
79,13%
37,01%
Polska
Detal
7,67%
7,52%
7,46%
7,54%
7,66%
7,28%
57,91%
53,89%
Polska
Processing
6,04%
5,89%
5,84%
5,91%
6,03%
5,66%
23,66%
87,50%
Polska
Wydobycie poszukiwawcze
8,94%
8,78%
8,73%
8,80%
8,93%
8,54%
71,48%
58,32%
Polska
Wydobycie zagospodarowanie
8,29%
8,14%
8,08%
8,16%
8,28%
7,90%
71,48%
58,32%
Polska
Wiercenia poszukiwawcze
9,60%
9,44%
9,38%
9,46%
9,59%
9,19%
97,09%
27,36%
Polska
ENERGA_Ciepło
7,38%
7,23%
7,17%
7,25%
7,37%
6,98%
46,97%
50,00%
Polska
ENERGA_OZE
8,02%
7,87%
7,81%
7,89%
8,01%
7,63%
54,73%
87,48%
Polska
Transport
8,86%
8,70%
8,64%
8,72%
8,85%
8,45%
81,00%
46,45%
Czechy
Rafineria
8,04%
7,04%
6,71%
6,75%
6,87%
5,92%
75,23%
58,32%
Czechy
Petrochemia
8,31%
7,28%
6,94%
6,98%
7,11%
6,14%
79,13%
37,01%
Czechy
Detal
7,30%
6,29%
5,95%
5,99%
6,12%
5,16%
57,91%
53,89%
Litwa
Rafineria
9,43%
8,45%
8,23%
8,32%
8,46%
7,71%
75,23%
58,32%
Norwegia
Wydobycie zagospodarowanie
7,17%
6,29%
5,95%
5,94%
6,07%
5,66%
71,48%
58,32%
Pakistan
Zagospodarowanie i eksploatacja złóż
21,27%
20,27%
20,05%
20,15%
20,29%
19,53%
91,51%
26,35%
Stopy dyskonta na dzień 31 grudnia 2023 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 2023 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 2029 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 2023 roku dla określenia wartości godziwej pomniejszonej o koszty doprowadzenia do
sprzedaży aktywów wydobywczych w Kanadzie ustalono indywidualnie dla każdego obszaru i wynosiły one od 13% do 17,6%.
Oszacowane przez Grupę ORLEN główne stopy dyskonta po opodatkowaniu na dzień 31 grudnia 2022 roku kształtowały się
następująco:
Kraj
Segment / CGU
2023
2024
2025
2026
2027
2028+
Beta
nielewerowana
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%
Norway
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 godziwej pomniejszonej o koszty doprowadzenia do
sprzedaży aktywów wydobywczych w Kanadzie ustalono indywidulanie dla każdego obszaru i wynosiły one od 13% do 17,6%.
14.4.2. Główne założenia przyjęte w testach na utratę wartości aktywów na dzień 31 grudnia 2023 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 ORLEN i
Grupy ORLEN na rok 2024, (b) zaktualizowanych długoterminowych założeń: cen ropy, notowań głównych produktów rafineryjnych
i petrochemicznych - na bazie S&P Global oraz opinii ekspertów Grupy ORLEN, cen gazu - w oparciu o krzywe forward dla TGE
(Towarowa Giełda Energii) i THE (Trading Hub Europe) oraz projekcje S&P Global, 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
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
76 / 147
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 2023 roku.
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
Brent
USD/bbl
87,34
88,72
89,91
92,67
93,56
95,03
96,90
98,83
100,80
102,77
Gaz ziemny THE
EUR/MWh
53,35
49,12
37,99
35,10
34,31
33,60
33,03
33,28
33,43
34,23
marża benzyny
USD/t
204,37
202,56
208,04
213,93
220,18
225,36
224,53
224,80
224,69
225,14
marża ON
USD/t
197,54
165,66
150,12
146,57
146,29
149,16
150,12
150,33
150,75
151,97
marża nafta
USD/t
70,00
71,49
72,80
74,10
75,40
76,70
78,00
79,30
81,25
82,55
marża Etylen
EUR/t
615,16
630,85
639,63
663,90
686,64
699,76
713,80
721,41
728,94
732,97
marża Propylen
EUR/t
528,30
540,48
544,02
577,61
606,48
620,47
634,98
647,81
660,74
669,15
Prawa do emisji CO2
EUR/t
87,42
103,60
107,20
109,90
114,20
117,20
132,60
148,10
163,50
178,90
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 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 CO2
EUR/t
70,00
99,00
107,00
112,00
117,00
122,00
127,00
132,00
137,00
142,00
147,00
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 S&P Global oraz inne źródła
pomocnicze (krzywe terminowe, predykcje banków, analizy agencji rządowych) a także analizy i opinie ekspertów w GK ORLEN
uwzględniające następujące założenia:
- Oczekuje się, że globalny PKB wzrośnie o 2,3% w 2024 r. i 2,6% w 2025 roku.
- Według prognoz S&P Global światowy popyt na ropę naftową utrzyma się na rekordowo wysokim poziomie, ale wpływ
otwarcia Chin kontynentalnych słabnie i wzrost światowego popytu na ropę spowolni.
- Według prognoz S&P Global, ropa naftowa nadal pozostanie głównym źródłem energii, a maksymalne zużycie nastąpi
około roku 2030. Dla produktów rafineryjnych szczyt popytu przypadnie w drugiej połowie lat 30. 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 2025 planowane jest uruchomienie nowych rafinerii w Afryce i w Ameryce Łacińskiej.
Zgodnie z przyjętą prognozą Brent dtd osiągnie poziom 87 USD/bbl w 2024 roku. W latach 2025-2026 cena ropy Brent dtd
oscylować będzie na poziomie 89 USD/bbl. Dla kolejnych lat przewiduje się wzrost do poziomu 103 USD/bbl w roku 2033.
- Marża dla benzyn (różnica między notowaniem produktu a ceną ropy Brent dtd) w roku 2024 osiągnie poziom 204 USD/t w
związku z przewidywanym niższym importem produktu głównie ze wschodu. W roku 2025 spadnie do 202 USD/t, a w
kolejnych latach będzie stopniowo rosnąć do poziomu 225 USD/t w roku 2033.
W krótkim okresie cracki na benzynę wykazują wzrosty dzięki ciągłemu umacnianiu się popytu na całym świecie, częściowo
wspieranemu przez de-dieselizację floty samochodowej w Europie.
W perspektywie średnioterminowej oczekuje się, że nowe zdolności produkcyjne na kluczowych rynkach eksportowych
osłabią popyt na benzynę oraz w dłuższej perspektywie rozszerzanie zakazów stosowania silników spalinowych (ICE) na
różnych rynkach, rozwój floty pojazdów elektrycznych i wzrost oszczędności paliwa znacząco wpłyną na spadek popytu na
benzynę na całym świecie około 2030 roku.
- Prognozowany poziom 198 USD/t dla marży na ON (różnica między notowaniem produktu a ceną ropy Brent dtd) w 2024
roku spowodowany jest ograniczeniem dostępności produktów importowanych z Rosji ze względu na sankcje. Oczekuje
się, że marża na ON w roku 2025 wynosić będzie 166 USD/t. Spadek będzie kontynuowany do roku 2028 gdzie oczekuje
się osiągnięcia poziomu 146 USD/t. W kolejnych latach przewidywany jest stopniowy wzrost do poziomu 152 USD/t w roku
2033.
W dalszym ciągu obserwowane jest odejście od oleju napędowego. Potwierdza to spadek sprzedaży nowych samochodów
osobowych z silnikami wysokoprężnymi w 2021 i 2022 roku oraz rozwój alternatywnych układów napędowych w
samochodach dostawczych, ciężarowych i autobusach.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
77 / 147
- 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 70 USD/t w roku 2024 do 83 USD/t w roku 2033.
Wzrost popytu na produkty petrochemiczne wpływa na zwiększone zapotrzebowanie na naftę. Oczekuje się, że w dłuższej
perspektywie ceny nafty jako kluczowego surowca sektora petrochemicznego wzrosną.
- W roku 2024 spread na Etylenie vs Nafta (różnica między notowaniem Etylenu a notowaniem Nafty) założono na poziomie
615 EUR/t, w roku 2033 na poziomie 733 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 2024 spread na Propylenie vs Nafta (różnica między notowaniem Propylenu a notowaniem Nafty) założono na
poziomie 528 EUR/t, w roku 2033 na poziomie 669 EUR/t. Pesymistyczny koniec roku 2022 oraz początek 2023 wpłynął na
osłabienie się popytu na propylen i jego pochodne. 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 roku 2024 ukształtuje się na
poziomie 87,40 EUR/t i będzie utrzymywać się na ścieżce wzrostu osiągając poziom 178,90 EUR/t w roku 2033.
- 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 ORLEN; Bottom of the Barrel w Litwie oraz w
segmencie Petrochemia: Kompleks Olefin III i PE IV w ORLEN.
Grupa ORLEN przeprowadziła testy na utratę wartości głównych aktywów produkcyjnych w oparciu o analizę scenariuszową. Dla CGU
Rafineria (ORLEN, ORLEN Lietuva, ORLEN Unipetrol) i CGU Petrochemia (ORLEN, ORLEN Unipetrol) zdefiniowano trzy scenariusze:
bazowy, pesymistyczny i optymistyczny. Scenariusz bazowy opiera się bezpośrednio na głównych założeniach makroekonomicznych z
Planu Finansowego 2024 i aktualizacji prognoz makroekonomicznych na lata 2025-2033 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 przeprowadziła testy na utratę wartości głównych aktywów energetycznych 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 elektrycznej 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 2023 r. poz. 1436, 1681, 1597, 1762).
- Przychody z rynku mocy zgodne z przepisami Ustawy z dnia 8 grudnia 2017 roku o rynku mocy, z późniejszymi zmianami (tj.
Dz. U. z 2023 r. poz. 2131), przy czym stawki zostały przyjęte na podstawie przeprowadzonych i wygranych w latach 2018 -
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
78 / 147
2023 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 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 2023 r. poz. 2729),
● rozporządzenie Min. Klimatu i Środowiska z dnia 9.09.2023 roku zm. rozp. w sprawie sposobu kształtowania i kalkulacji
taryf oraz sposobu rozliczeń w obrocie energią elektryczną (Dz. U. z 2023 r. poz. 1847).
- 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.
- W modelach przepływów pieniężnych przyjęto wygaszenie aktywów węglowych po 2035 roku i zastąpienie ich aktywami
niskoemisyjnymi.
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 ORLEN i Grupy ORLEN na 2024 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 ORLEN, Grupa LOTOS Upstream, Grupa LOTOS Petrobaltic, PGNiG
Upstream Norway AS oraz ORLEN Upstream Polska zostały oszacowane w drodze oceny służb technicznych w oparciu o
aktualne ścieżki cenowe węglowodorów, na podstawie analiz własnych opartych o prognozy S&P Global. Dla roku 2024 przyjęto
cenę 87 USD/bbl dla Brent dtd. W latach 2025-2026 cena ropy Brent dtd oscylować będzie na poziomie 89 USD/bbl. Dla kolejnych
lat przewidywany jest wzrost do poziomu 103 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 S&P Global i przewiduje się
poziom 247 PLN/MWh w roku 2024. W latach 2025-2026 cena gazu ziemnego będzie oscylować średnio na poziomie 193
PLN/MWh. W latach 2027-2033 przewiduje się spadek do średniego poziomu 150 PLN/MWh w roku 2033.
- Dla aktywów segmentu Wydobycie w Spółce 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 2024 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 ORLEN S.A., ORLEN Upstream Polska i Grupa LOTOS Upstream 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 S&P Global i przewiduje się poziom 247 PLN/MWh w roku 2024. W latach 2025-2026 cena gazu ziemnego będzie
oscylować średnio na poziomie 193 PLN/MWh. W latach 2027-2033 przewiduje się spadek do średniego poziomu 150 PLN/MWh
w roku 2033.
- W przepływach pieniężnych dla aktywów zlokalizowanych na terenie Polski realizujących sprzedaż uwzględniono efekt
rekompensat otrzymanych z Funduszu Wypłaty Różnicy Cen.
- Nakłady inwestycyjne o charakterze odtworzeniowym na poziomie zapewniającym utrzymanie aktywów.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
79 / 147
Kluczowe czynniki klimatyczne zaplanowane do ustalenia wartości odzyskiwalnej aktywów
Polityka Unii Europejskiej powoduje, że rosnące ceny uprawnień do emisji CO
2
wraz z ograniczeniem darmowych uprawnień
sprawiają, że koszty praw do emisji CO
2
są jednym z istotnych czynników negatywnie wpływających na osiągane wyniki finansowe.
Prognozy cen uprawnień do emisji CO
2
przewidują osiągnięcie poziomu 179 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 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.
14.4.3. Utworzenie i odwrócenie odpisów aktualizujących wartość rzeczowych aktywów trwałych, wartości
niematerialnych, wartości firmy oraz aktywów z tytułu praw do użytkowania
W 2023 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym Grupy ORLEN wyniósł (16 215) mln PLN.
Odpisy netto rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, wartości firmy i aktywów z tytułu praw do użytkowania Grupy
ORLEN w roku 2023 po spółkach:
Spółka/Grupa (mln PLN)
I Q 2023
II Q 2023
III Q 2023
IV Q 2023
2023
ORLEN
(2 228)*
(19)
(12)
(12 266)**
(14 525)**
ORLEN Lietuva
-
-
-
(131)**
(131)**
Grupa ORLEN Upstream
-
-
-
(1 238)**
(1 238)**
Grupa ENERGA
(1)
(2)
(3)
(6)
(12)
ORLEN Deutschland
(2)
(2)
(2)
6
-
ORLEN Unipetrol
-
(4)
-
(31)
(35)
Grupa LOTOS Upstream
-
-
-
(4)
(4)
LOTOS Petrobaltic
-
(45)
-
(48)
(93)
PGNiG Upstream Norway AS
-
-
(3)
(116)
(119)
Grupa Exalo Drilling
-
-
-
(23)
(23)
Grupa PSG
-
(8)
(5)
(8)
(21)
Pozostałe
(2)
3
-
(15)
(14)
Razem
(2 233)
(77)
(25)
(13 880)
(16 215)
* wartości przekształcone w wyniku ustalenia finalnych wartości godziwych w ramach ostatecznego rozliczenia połączenia z Grupą PGNiG, dotyczy segmentu Wydobycie w wysokości
(1 704) mln PLN.
** Wartości ujęte w raportach bieżących: nr 18/2024 z dnia 7 marca 2024 roku, nr 21/2024 z dnia 27 marca 2024 roku oraz w raporcie bieżącym nr 22/2024 z dnia 8 kwietnia 2024 roku
w sprawie przewidywanych istotnych zdarzeń jednorazowych wpływających istotnie na dane finansowe 2023 roku wykazane w sprawozdaniu finansowym Grupy Kapitałowej ORLEN za
2023 rok.
Odpisy netto rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, wartości firmy i aktywów z tytułu praw do użytkowania Grupy
ORLEN w roku 2023 wg segmentów:
Segment (mln PLN)
I Q 2023
II Q 2023
III Q 2023
IV Q 2023
2023
Rafineria
-
(17)
-
(152)**
(169)**
Petrochemia
-
(3)
-
(10 123)**
(10 126)**
Energetyka
(1)
(3)
(4)
(14)
(22)
Detal
(3)
(1)
(3)
-
(7)
Wydobycie
(2 228)*
(41)
(14)
(3 577)**
(5 860)**
Gaz
-
(12)
(6)
(3)
(21)
Funkcje korporacyjne
-
-
-
(10)
(10)
Razem
(2 233)
(77)
(27)
(13 880)
(16 215)
* wartości przekształcone w wyniku ustalenia finalnych wartości godziwych w ramach ostatecznego rozliczenia połączenia z Grupą PGNiG, dotyczy segmentu Wydobycie w wysokości
(1 704) mln PLN.
** Wartości ujęte w raportach bieżących: nr 18/2024 z dnia 7 marca 2024 roku, nr 21/2024 z dnia 27 marca 2024 roku oraz nr 22/2024 z dnia 8 kwietnia 2024 roku w sprawie
przewidywanych istotnych zdarzeń jednorazowych wpływających istotnie na dane finansowe 2023 roku wykazane w sprawozdaniu finansowym Grupy ORLEN za 2023 rok.
W 2022 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym Grupy ORLEN wyniósł (6 044) mln PLN.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
80 / 147
Odpisy netto rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, wartości firmy i aktywów z tytułu praw do użytkowania Grupy
ORLEN w roku 2022 po spółkach:
Spółka/Grupa (mln PLN)
I Q 2022
II Q 2022
III Q 2022
IV Q 2022
(dane przekształcone)
2022
(dane
przekształcone)
ORLEN
(24)
(2 102)
(3)
(1 341)*
(3 470)*
ORLEN Lietuva
1
(713)
-
(1 128)
(1 840)
Grupa ORLEN Upstream
-
(32)
(40)
194
122
Grupa ENERGA
-
(15)
(3)
(2)
(20)
ORLEN Deutschland
(2)
(2)
(1)
(4)
(9)
ORLEN Unipetrol
(2)
-
(1)
(702)
(705)
Grupa LOTOS Upstream
-
-
-
-*
-*
Grupa Exalo Drilling
-
-
-
(43)*
(43)*
Grupa PSG
-
-
-
(42)
(42)
Pozostałe
-
4
(5)
(36)*
(37)*
Razem
(27)
(2 860)
(53)
(3 104)
(6 044)
* wartości przekształcone w wyniku ustalenia finalnych wartości godziwych w ramach ostatecznego rozliczenia połączenia z Grupą Lotos i Grupą PGNiG ( (590) mln PLN w ORLEN SA
w segmencie Rafineria, 245 mln PLN w Grupie LOTOS Upstream, 329 mln PLN ORLEN S.A. w segmencie Wydobycie, 301 mln PLN w Grupie Exalo Drilling, pozostałe 1 mln dot. Grupy
PGNiG).
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
(dane przekształcone)
2022
(dane
przekształcone)
Rafineria
(25)
(2 811)
(3)
(2 818)*
(5 657)*
Petrochemia
-
-
-
(91)
(91)
Energetyka
-
(15)
(7)
(26)
(48)
Detal
(2)
(2)
(1)
(9)
(14)
Wydobycie
-
(32)
(40)
(109)*
(181)*
Gaz*
-
-
-
(44)*
(44)*
Funkcje korporacyjne
-
-
(2)
(7)
(9)
Razem
(27)
(2 860)
(53)
(3 104)
(6 044)
* wartości przekształcone w wyniku ustalenia finalnych wartości godziwych w ramach ostatecznego rozliczenia połączenia z Grupą Lotos i Grupą PGNiG: Rafineria (590) mln PLN,
Wydobycie 875 mln PLN, Gaz 1 mln PLN.
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 2023 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym Grupy ORLEN segmentu Rafineria wynosił (169) mln
PLN.
Na dzień 31 grudnia 2023 roku Grupa ORLEN przeprowadziła testy na utratę wartości aktywów segmentu Rafineria oparte o w/w
założenia. Przeprowadzone testy nie wskazały na konieczność dokonania odpisów w spółkach ORLEN i ORLEN Unipetrol. W
ramach przeprowadzonych testów dokonano odpisów aktualizujących wartość na majątku trwałym ORLEN Lietuva głównie w
segmencie Rafineria w wysokości (112) mln PLN co odpowiada (32) mln USD.
Ponadto w IV kwartale 2023 roku odpis w wysokości (40) mln PLN dotyczy głównie ORLEN Unipetrol oraz środków trwałych w
budowie ORLEN S.A.
W II kwartale 2023 roku odpis w wysokości (17) mln PLN dotyczył głównie utraty wartości środków trwałych w budowie na instalacji
HOG w ORLEN.
Wartość użytkowa CGU segmentu Rafineria w Grupie ORLEN na dzień 31 grudnia 2023 roku oraz na dzień 31 grudnia
2022 roku dla których dokonano aktualizacji wartości aktywów
2023
2022
CGU Rafineria ORLEN
26 748
25 811
CGU Rafineria ORLEN Lietuva
3 852
3 595
CGU Rafineria ORLEN Unipetrol
4 013
4 813
ORLEN S.A.
W 2023 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym ORLEN segmentu Rafineria wynosił (25) mln PLN.
W ramach przeprowadzonych testów w 2023 roku nie zidentyfikowano utraty wartości aktywów CGU Rafineria ORLEN.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
81 / 147
Wartość użytkowa aktywów CGU Rafineria ORLEN wynosiła 26 748 mln PLN 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).
Odpisy aktywów segmentu Rafineria ORLEN w 2023 roku w wysokości (25) mln dotyczyły głównie odpisów środków trwałych w
budowie w tym na instalacji HOG w wysokości (16) mln PLN.
ORLEN Lietuva
W 2023 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym ORLEN Lietuva segmentu Rafineria wynosi (112) mln
PLN.
W ramach przeprowadzonych testów w 2023 roku zidentyfikowano utratę wartości głównie aktywów segmentu Rafineria ORLEN
Lietuva w wysokości (112) mln PLN co odpowiada (32) mln USD. Odpis aktualizacyjny wynika głównie ze wzrostu wartości
aktywów trwałych.
Wartość użytkowa ORLEN Lietuva wynosiła 3 852 mln PLN co odpowiada 979 mln USD i została obliczona przy stopie dyskonta
dedykowanej dla Litwa Rafineria (nota 14.4.1).
ORLEN Unipetrol
W 2023 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym ORLEN Unipetrol segmentu Rafineria wynosił (21)
mln PLN. W ramach przeprowadzonych testów w 2023 roku nie zidentyfikowano utraty wartości aktywów CGU Rafineria ORLEN
Unipetrol.
Wartość użytkowa ORLEN Unipetrol wynosiła 4 013 mln PLN co odpowiada 22 813 mln CZK i została obliczona przy stopie
dyskonta dedykowanej dla Czechy Rafineria (nota 14.4.1).
Odpisy aktywów segmentu Rafineria ORLEN Unipetrol w wysokości (21) mln PLN dotyczyły głównie aktywów Paramo i nie
wynikają z testów na utratę wartości.
Pozostałe
Pozostałe odpisy w segmencie Rafineria w roku 2023 w wysokości (12) mln PLN dotyczą głównie spółek IKS Solino oraz LOTOS
Kolej i nie wynikały z testów na utratę wartości.
W 2022 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym Grupy ORLEN segmentu Rafineria wyniósł (5 656)
mln PLN, w tym w ORLEN SA (3 193) mln PLN (w tym w związku z przekształceniem danych porównawczych odpis zwiększył się
o (590) mln PLN w wyniku ustalenia finalnych wartości godziwych w ramach ostatecznego rozliczenia połączenia z Grupą Lotos),
w ORLEN Lietuva (1 840) mln PLN, w ORLEN Unipetrol (628) mln PLN.
W spółce ORLEN S.A. w 2022 roku testy na utratę wartości aktywów produkcyjnych segmentu Rafineria wykazały konieczność
utworzenia odpisów w wysokości (3 049) mln PLN, (w tym w związku z przekształceniem danych porównawczych odpis zwiększył
się o (590) mln PLN w wyniku ustalenia finalnych wartości godziwych w ramach ostatecznego rozliczenia połączenia z Grupą
Lotos). Pozostałe odpisy (144) mln PLN dotyczą zaniechania inwestycji w budowę węzła wydzielania n-parafin z surowca
reformingowego oraz z tytułu uszkodzenia katalizatora.
Wartość użytkowa aktywów produkcyjnych segmentu Rafineria ORLEN S.A. wynosiła 25 811 mln PLN i została obliczona przy
stopie dedykowanej dla segmentu Polska Rafineria oraz dla aktywów procesora przy stopie dyskonta dedykowanej dla Polska
Processing (nota 14.4.1).
W Spółce ORLEN Lietuva w 2022 roku zidentyfikowano utratę wartości aktywów segmentu Rafineria w wysokości (1 840) mln
PLN co odpowiadało (417) mln USD. Utrata wartości obejmowała odpis wartości firmy z tytułu nabycia UAB ORLEN Mockavos
terminalas w wysokości (193) mln PLN, co odpowiadało (44) mln USD.
Wartość użytkowa ORLEN Lietuva wynosiła 3 595 mln PLN co odpowiadało 816 mln USD i została obliczona przy stopie dyskonta
dedykowanej dla Litwa Rafineria (nota 14.4.1).
W Spółce ORLEN Unipetrol w 2022 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym dla segmentu Rafineria
wyniósł (628) mln PLN i wynikał głównie z testów na utratę wartości aktywów, w wyniku których zidentyfikowano utratę wartości w
wysokości (612) mln PLN co odpowiadało (3 168) mln CZK. Wartość użytkowa ORLEN Unipetrol wyniosła 4 813 mln PLN co
odpowiadało 24 786 mln CZK i została obliczona przy stopie dyskonta dedykowanej dla Czechy Rafineria (nota 14.4.1).
Aktywa segmentu Petrochemia
W 2023 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym Grupy ORLEN segmentu Petrochemia wynosił (10
126) mln PLN i dotyczy głównie spółki ORLEN S.A., pozostałe odpisy w wysokości (12) mln PLN dotyczyły ORLEN Lietuva (6) mln
PLN oraz ORLEN Unipetrol (6) mln PLN.
ORLEN S.A.
W 2023 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym ORLEN segmentu Petrochemia wynosił (10 114) mln
PLN.
W ramach przeprowadzonych testów w 2023 roku zidentyfikowano utratę wartości aktywów CGU Petrochemia ORLEN w
wysokości (10 111) mln PLN i wynikała ona głównie z utrzymujących się trudnych warunków ekonomicznych na rynku produktów
petrochemicznych, przede wszystkim presji na marże sprzedażowe. Odpis z tytułu utraty wartości obejmował odpis wartości firmy
z tytułu nabycia aktywów produkcyjnych od Basell ORLEN Polyolefins Sp. z o.o. w wysokości (97) mln PLN.
W ostatnim czasie obserwuje się pogłębiony negatywny wpływ czynników geopolitycznych na efektywność biznesu
petrochemicznego. Przewiduje się, że obniżona marżowość segmentu petrochemicznego może utrzymać się również w długim
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
82 / 147
okresie. Istotne znaczenie dla oszacowanej utraty wartości mają wysokie koszty inwestycji w Olefiny III spowodowane przede
wszystkim wojną w Ukrainie oraz związanymi z nią sankcjami i tym samym wysokimi kosztami materiałów, zerwanymi łańcuchami
dostaw oraz ograniczoną dostępnością zasobów realizacyjnych.
Wartość użytkowa aktywów CGU Petrochemia ORLEN wynosiła 5 689 mln PLN i została obliczona dla aktywów petrochemicznych
przy stopie dyskonta dedykowanej dla Polska Petrochemia (nota 14.4.1).
Analiza wrażliwości utraty wartości użytkowej segmentu Petrochemia ORLEN S.A. w ramach testów przeprowadzonych
na dzień 31 grudnia 2023 roku
w mln PLN
EBITDA
STOPA DYSKONTA
zmiana
-5%
0%
5%
- 1 p.p.
zmniejszenie odpisu
zmniejszenie odpisu
zmniejszenie odpisu
1 285
3 925
6 564
0,0 p.p.
zwiększenie odpisu
-
zmniejszenie odpisu
(2 308)
2 308
+ 1 p.p.
zwiększenie odpisu
zwiększenie odpisu
zwiększenie odpisu
(3 223)
(3 164)
(1 128)
W 2022 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym Grupy ORLEN segmentu Petrochemia wyniósł (91)
mln PLN.
W 2022 roku w Spółce ORLEN Unipetrol w ramach przeprowadzonych testów zidentyfikowano utratę wartości aktywów dla
segmentu Petrochemia ORLEN Unipetrol w wysokości (51) mln PLN co odpowiadało (264) mln CZK. Wartość użytkowa ORLEN
Unipetrol wyniosła 6 925 mln PLN co odpowiadało 35 659 mln CZK i została obliczona przy stopie dyskonta dedykowanej dla
Czechy Petrochemia (nota 14.4.1).
W 2022 roku w Spółce Anwil S.A. w ramach przeprowadzonych testów zidentyfikowano utratę wartości aktywów w dla CGU
Tworzywa w wysokości (29) mln PLN. Wartość użytkowa CGU Tworzywa wyniosła 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.
Aktywa segmentu Energetyka
W 2023 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym Grupy ORLEN segmentu Energetyka wynosił (22) mln
PLN. Grupa ORLEN przeprowadziła testy na utratę wartości aktywów spółki ORLEN Lietuva. W wyniku przeprowadzonych testów
rozpoznano odpis na aktywach segmentu Energetyka w wysokości (6) mln PLN.
Pozostałe odpisy w wysokości (16) mln PLN nie wynikały z testów na utratę wartości aktywów.
W 2022 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym Grupy ORLEN segmentu Energetyka wyniósł (48) mln
PLN.
Odpis dotyczył 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 odpowiadało (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.
Aktywa segmentu Detal
W 2023 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym Grupy ORLEN segmentu Detal wynosił (7) mln PLN.
Grupa ORLEN przeprowadziła testy na utratę wartości aktywów segmentu Detal, które nie skutkowały utratą wartości aktywów.
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 oraz ORLEN Unipetrol (4) mln PLN.
Aktywa segmentu Wydobycie
W 2023 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów wynosił (5 860) mln PLN.
W 2023 roku Grupa ORLEN przeprowadziła testy na utratę wartości aktywów segmentu Wydobycie. Przeprowadzone testy
skutkowały zawiązaniem odpisów netto w segmencie Wydobycie w spółkach ORLEN S.A., ORLEN Upstream Kanada i ORLEN
Upstream Polska.
Wartość odzyskiwalna aktywów segmentu Wydobycie w Grupie na dzień 31 grudnia 2023 roku oraz na dzień 31 grudnia
2022 roku
2023
2022
ORLEN segment Wydobycie (wartość użytkowa)
19 165
41 281
ORLEN Upstream Kanada (wartość godziwa pomniejszona o koszty doprowadzenia do sprzedaży)
2 286
3 332
Grupa LOTOS Upstream (wartość użytkowa)
24*
2 638*
ORLEN Upstream Polska (wartość użytkowa)
363
787
Grupa Exalo Drillng
648
255
* W ciągu roku nastąpiła zmiana organizacyjna – aktywa norweskie Lotos Upstream zostały przeniesione do PGNiG Upstream Norway
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
83 / 147
ORLEN S.A.
W Spółce ORLEN S.A. w 2023 roku łączny wpływ rozpoznanych odpisów netto na majątku trwałym dla segmentu Wydobycie wyniósł
(4 383) mln PLN. W związku z zakończeniem procesu rozliczenia połączenia ORLEN z PGNIG, Grupa dokonała weryfikacji danych
za wcześniejsze okresy sprawozdawcze, w tym porównała zmienione wartości księgowe aktywów na 31 marca 2023 roku z ustaloną
wartością odzyskiwalną w ramach przeprowadzonych na koniec I kwartału 2023 roku testów na utratę wartości. W wyniku tego
procesu Grupa dokonała zmian w odniesieniu do rozpoznanych w I kwartale 2023 roku odpisów aktualizujących i zwiększyła ich
wartość o kwotę (1 704) mln PLN.
Głównymi czynnikami negatywnie wpływającymi na wycenę aktywów segmentu Wydobycie są prognozowane ceny gazu. Ponadto
znaczący wpływ na poziom odpisów w kraju ma ujęty w kosztach Ustawowy obowiązek przekazania w 2024 roku gazowego odpisu
na Fundusz Wypłaty Różnicy Cen przez przedsiębiorstwa wydobywające gaz ziemny.
Testy na utratę wartości w segmencie Wydobycie dla aktywów produkcyjnych ORLEN S.A. zlokalizowanych na terenie Polski
skutkowały zawiązaniem odpisów w wysokości (4 327) mln PLN. W związku z zakończeniem procesu rozliczenia połączenia ORLEN
z PGNIG, Grupa dokonała weryfikacji danych za wcześniejsze okresy sprawozdawcze, w tym porównała zmienione wartości księgowe
aktywów na 31 marca 2023 roku z ustaloną wartością odzyskiwalną w ramach przeprowadzonych na koniec I kwartału 2023 roku
testów na utratę wartości. W wyniku tego procesu Grupa dokonała zmian w odniesieniu do rozpoznanych w I kwartale 2023 roku
odpisów aktualizujących i zwiększyła ich wartość o kwotę (1 665) mln PLN, która dotyczyła majątku produkcyjnego w Polsce.
Analiza wrażliwości utraty wartości użytkowej w segmencie Wydobycie dla aktywów produkcyjnych ORLEN
zlokalizowanych na terenie Polski w ramach testów przeprowadzonych na dzień 31 grudnia 2023 roku
w mln PLN
EBITDA
STOPA DYSKONTA
zmiana
-5%
0%
5%
- 1 p.p.
zmniejszenie odpisu
zmniejszenie odpisu
zmniejszenie odpisu
1 827
2 704
3 581
0,0 p.p.
zmniejszenie odpisu
-
zmniejszenie odpisu
1 334
3 033
+ 1 p.p.
zmniejszenie odpisu
zmniejszenie odpisu
zmniejszenie odpisu
913
1 739
2 565
Testy na aktywach produkcyjnych w Pakistanie nie wykazały utraty wartości. W związku z zakończeniem procesu rozliczenia
połączenia ORLEN z PGNIG, Grupa dokonała weryfikacji danych za wcześniejsze okresy sprawozdawcze, w tym porównała
zmienione wartości księgowe aktywów na 31 marca 2023 roku z ustaloną wartością odzyskiwalną w ramach przeprowadzonych na
koniec I kwartału 2023 roku testów na utratę wartości. W wyniku tego procesu Grupa dokonała zmian w odniesieniu do rozpoznanych
w I kwartale 2023 roku odpisów aktualizujących i zwiększyła ich wartość o kwotę (37) mln PLN.
W roku 2023 wartość użytkowa aktywów produkcyjnych wynosiła łącznie 15 956 mln PLN z czego na Polskę przypadało 15 502 mln
PLN i została obliczona przy stopie dyskonta dedykowanej dla Polska Wydobycie zagospodarowanie, a wartość użytkowa aktywów
produkcyjnych w Pakistanie wynosiła 454 mln PLN i została obliczona przy stopie dyskonta dedykowanej dla Pakistan
Zagospodarowanie i eksploatacja (nota 14.4.1).
Testy na utratę wartości w segmencie Wydobycie dla środków trwałych w budowie (odwierty w budowie) skutkowały zawiązaniem
odpisów netto w wysokości (60) mln PLN. W związku z zakończeniem procesu rozliczenia połączenia ORLEN z PGNIG, Grupa
dokonała weryfikacji danych za wcześniejsze okresy sprawozdawcze, w tym porównała zmienione wartości księgowe aktywów na 31
marca 2023 roku z ustaloną wartością odzyskiwalną w ramach przeprowadzonych na koniec I kwartału 2023 roku testów na utratę
wartości. W wyniku tego procesu Grupa dokonała zmian w odniesieniu do rozpoznanych w I kwartale 2023 roku odpisów
aktualizujących i skorygowała ich wartość o kwotę (2) mln PLN.
W roku 2023 wartość użytkowa środków trwałych w budowie w segmencie Wydobycie wynosiła łącznie 3 209 mln PLN i została
obliczona przy stopie dyskonta dedykowanej dla Polska Wydobycie poszukiwawcze (nota 14.4.1).
Analiza wrażliwości utraty wartości użytkowej w segmencie Wydobycie środków trwałych w budowie ORLEN
zlokalizowanych na terenie Polski w ramach testów przeprowadzonych na dzień 31 grudnia 2023 roku
w mln PLN
EBITDA
STOPA DYSKONTA
zmiana
-5%
0%
5%
- 1 p.p.
zwiększenie odpisu
zmniejszenie odpisu
zmniejszenie odpisu
(4)
10
23
0,0 p.p.
zwiększenie odpisu
-
zmniejszenie odpisu
(13)
13
+ 1 p.p.
zwiększenie odpisu
zwiększenie odpisu
zmniejszenie odpisu
(21)
(9)
4
Pozostałe odpisy netto w wysokości 4 mln PLN nie wynikają z testów na utratę wartości aktywów.
Wartość odpisów rozpoznanych w 2022 roku wyniosła (259) mln PLN i różniła się od wartości zaprezentowanej w
Skonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za 2022 rok o 329 mln PLN w związku z przekształceniem danych porównawczych
w wyniku finalizacji procesu rozliczenia połączenia z PGNIG.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
84 / 147
W roku 2022 wartość użytkowa aktywów produkcyjnych wynosiła łącznie 36 722 mln PLN z czego na Polskę przypadało 36 298
mln PLN i została obliczona przy stopie dyskonta dedykowanej dla Polska Wydobycie zagospodarowanie, a wartość użytkowa
aktywów produkcyjnych w Pakistanie wynosiła 424 mln PLN i została obliczona przy stopie dyskonta dedykowanej dla Pakistan
Zagospodarowanie i eksploatacja (nota 14.4.1).
Wartość użytkowa środków trwałych w budowie wynosiła 4 559 mln PLN i została obliczona przy stopie dyskonta dedykowanej
dla Polska Wydobycie poszukiwawcze (nota 14.4.1).
ORLEN Upstream Kanada
W wyniku przeprowadzonych testów na dzień 31 grudnia 2023 roku ORLEN Upstream Kanada zidentyfikowano utratę wartości
aktywów netto w wysokości (880) mln PLN co odpowiada (298) mln CAD (i dotyczy głównie aktywów CGU Kakwa (700) mln PLN
– co odpowiada (237) mln CAD oraz Ferrier (150) mln PLN co odpowiada (51) mln CAD).
Analiza wrażliwości wartości godziwej pomniejszonej o koszty doprowadzenia do sprzedaży aktywów segmentu
Wydobycie ORLEN Upstream Kanada w ramach testów przeprowadzonych na dzień 31 grudnia 2023 roku
w mln PLN
EBITDA
STOPA DYSKONTA
zmiana
-5%
0%
5%
- 1 p.p.
zwiększenie odpisu
zmniejszenie odpisu
zmniejszenie odpisu
(170)
142
459
0,0 p.p.
zwiększenie odpisu
-
zmniejszenie odpisu
(295)
301
+ 1 p.p.
zwiększenie odpisu
zwiększenie odpisu
zmniejszenie odpisu
(414)
(134)
152
W 2022 roku 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.
ORLEN Upstream Polska
Łączny wpływ rozpoznanych odpisów na aktywach ORLEN Upstream Polska wyniósł (358) mln PLN, w tym (185) mln PLN z tytułu
odpisania skapitalizowanych nakładów dotyczących nietrafionych odwiertów rozpoznawczych.
W wyniku przeprowadzonych testów na dzień 31 grudnia 2023 roku ORLEN Upstream Polska zidentyfikowano utratę wartości aktywów
netto w wysokości (93) mln PLN w tym z tytułu zagospodarowania i wydobycia (109) mln PLN (z czego Płotki (43) mln PLN, Bajerze (48)
mln PLN, Tuchola (18) mln PLN) oraz odwrócenie odpisu na aktywach poszukiwawczych 16 mln PLN (z czego Płotki 27 mln PLN,
Sieraków (11) mln PLN).
Dodatkowo rozpoznano odpis w wysokości (80) mln PLN z tytułu likwidacji odwiertu na projekcie Karpaty.
Analiza wrażliwości wartości użytkowej aktywów segmentu Wydobycie ORLEN Upstream Polska w ramach testów
przeprowadzonych na dzień 31 grudnia 2023 roku
w mln PLN
EBITDA
STOPA DYSKONTA
zmiana
-5%
0%
5%
- 1 p.p.
zwiększenie odpisu
zmniejszenie odpisu
zmniejszenie odpisu
(7)
19
42
0,0 p.p.
zwiększenie odpisu
-
zmniejszenie odpisu
(26)
22
+ 1 p.p.
zwiększenie odpisu
zwiększenie odpisu
zmniejszenie odpisu
(42)
(18)
3
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.
Ponadto w ciągu roku 2022 ORLEN Upstream Polska dokonała odpisu aktualizującego wartość aktywów poszukiwawczych w
związku ze zrzeczeniem się z koncesji Jarocin-Grabina w wysokości netto (41) mln PLN oraz (31) mln PLN z tytułu zrzeczenia się
z koncesji Skołyszyn.
Grupa Exalo Drilling
Łączny wpływ rozpoznanych odpisów w spółce Exalo Drilling w roku 2023 wyniósł (23) mln PLN z tytułu wycofania urządzeń z
eksploatacji.
Wartość odpisów rozpoznanych w 2022 roku wyniosła (43) mln PLN i różniła się od wartości zaprezentowanej w Skonsolidowanym
Sprawozdaniu Finansowym za 2022 rok o 301 mln PLN w związku z przekształceniem danych porównawczych w wyniku finalizacji
procesu rozliczenia połączenia z PGNIG.
Grupa LOTOS Upstream
W 2023 roku rozpoznano odpis z tytułu utraty wartości aktywów Grupy LOTOS Upstream w wysokości (4) mln PLN. Odpis dotyczy
spółki LOTOS Geonafta.
Wartość odpisów rozpoznanych w 2022 roku wyniosła 0 mln PLN i różniła się od wartości zaprezentowanej w Skonsolidowanym
Sprawozdaniu Finansowym za 2022 rok o 245 mln PLN.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
85 / 147
W związku z zakończeniem procesu rozliczenia połączenia z Grupą LOTOS, Grupa dokonała weryfikacji danych za wcześniejsze
okresy sprawozdawcze, w tym porównała zmienione wartości księgowe aktywów Grupy Lotos Upstream na 31 grudnia 2022 roku
z ustaloną wartością odzyskiwalną w ramach przeprowadzonych na koniec 2022 roku testach na utratę wartości. W wyniku tego
procesu Grupa ustaliła brak konieczności rozpoznawania wcześniej utworzonego odpisu aktywów dotyczących złoża YME w
wysokości (245) mln PLN i dokonała odpowiedniego przekształcenia danych porównawczych za 2022 rok.
LOTOS Petrobaltic
Wartość odpisów utworzonych w 2023 roku wyniosła (93) mln PLN z czego (48) mln PLN dotyczyło odpisu na koncesji Łeba a
pozostała wartość (45) mln PLN dotyczyła nakładów na odwierty poszukiwawcze.
PGNiG Upstream Norway AS
Wartość odpisów utworzonych w 2023 roku wyniosła (119) mln PLN, co dotyczyło głównie nakładów na koncesji poszukiwawczej.
Aktywa segmentu Gaz
Na dzień 31 grudnia 2023 roku łączny odpis aktualizujący wartość aktywów w segmencie Gaz wyniósł (21) mln PLN i dotyczył głównie
środków trwałych w budowie w spółce Polska Spółka Gazownictwa Sp. z o.o.
Wartość odpisów rozpoznanych w 2022 roku wyniosła (44) mln PLN i różniła się od wartości zaprezentowanej w Skonsolidowanym
Sprawozdaniu Finansowym za 2022 rok o 1 mln PLN w związku z przekształceniem danych porównawczych w wyniku finalizacji
procesu rozliczenia połączenia z PGNIG.
Aktywa segmentu Funkcje Korporacyjne
Na dzień 31 grudnia 2023 roku łączny odpis aktualizujący wartość aktywów w segmencie Funkcje Korporacyjne wyniósł (10) mln PLN.
Utworzony odpis dotyczy głównie aktywów ORLEN Lietuva w wysokości (7) mln PLN.
Na dzień 31 grudnia 2022 roku łączny odpis aktualizujący wartość aktywów w segmencie Funkcje Korporacyjne wyniósł (9) mln PLN.
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
2023
2022
(dane
przekształcone)
CGU Petrochemia ORLEN S.A. (zakup części aktywów petrochemicznych)
Petrochemia
-
-
CGU ORLEN Transport
Rafineria
80
80
CGU Livingstone
Energetyka
39
39
CGU Nowotna Farma Wiatrowa
Energetyka
134
134
Farmy wiatrowe Ujazd Sp., EW Dobrzyca, Dominowo
Energetyka
1 332
-
Farmy wiatrowe Forthewind, Copernicus Windpark
Energetyka
292
-
CGU RUCH
Detal
83
83
CGU Detal ORLEN Unipetrol (Normbenz Magyarország Kft)
Detal
307***
299**
CGU Petrochemia ORLEN Unipetrol (REMAQ s.r.o)
Petrochemia
198
-
Pozostałe*
64
65
* Pozycja pozostałe dotyczy nabyć, w ramach których ujęta na rozliczeniu wartość firmy wyniosła mniej niż 10 mln PLN.
** Wartość przekształcona o (40) mln PLN w tym w wyniku ustalenia finalnej wartości godziwej w ramach rozliczenia nabycia (43) mln PLN oraz różnic kursowych 3 mln PLN .
*** W tym różnice kursowe w wysokości 8 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.
ORLEN S.A. (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. i rozpoznała w 2023 roku wartość firmy z tytułu nabycia
w wysokości 97 mln PLN (więcej w nocie 7.3), która została przypisana do CGU Petrochemia ORLEN S.A..
Wartość użytkowa CGU Petrochemia w ORLEN S.A. obejmująca wartość przejętych aktywów produkcyjnych od Basell ORLEN
Polyolefins Sp. z o.o. wynosiła 5 689 PLN i została obliczona przy stopie dyskonta dedykowanej dla Polska Petrochemia (nota 14.4.1).
W wyniku przeprowadzonych analiz na dzień 31 grudnia 2023 roku rozpoznana wartość firmy w wysokości 97 mln PLN została spisana
w całości.
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 2023 i 2022 roku wartości użytkowe ORLEN Transport obliczone przy stopie dyskonta dedykowanej
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
86 / 147
dla Polska Transport wynosiły odpowiednio 309 mln PLN i 217 mln PLN. Przeprowadzone testy dla ORLEN Transport nie skutkowały
zawiązaniem odpisów.
Livingstone i Nowotna Farma Wiatrowa
Na dzień 31 grudnia 2023 roku przepływy pieniężne dla wyceny wartości firmy Livingstone i Nowotna Farma Wiatrowa obejmują
warunki cenowe uwzględnione w ramach podpisanych kontraktów sprzedaży energii elektrycznej z OZE 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 zostały obliczone przy stopie dyskonta dedykowanej dla Polska ENERGA OZE (nota 14.4.1) i wynoszą
odpowiednio 139 mln PLN i 993 mln PLN. Przeprowadzone testy dla Livingstone i dla Nowotna Farma Wiatrowa nie skutkowały
zawiązaniem odpisów.
Na dzień 31 grudnia 2022 roku wartości użytkowe dla Livingstone i Nowotna Farma Wiatrowa zostały obliczone przy stopie dyskonta
dedykowanej dla Polska ENERGA OZE (nota 14.4.1) i wynosiły odpowiednio 167 mln PLN i 924 mln PLN.
Farmy wiatrowe Ujazd, Dobrzyca, Dominowo oraz Forthewind i Copernicus Windpark
Źródłem wartości spółek są posiadane przez nie elektrownie wiatrowe. Generują one przepływy pieniężne pochodzące z produkcji
energii elektrycznej oraz systemu wsparcia aukcji OZE. W wyniku nabycia farm wiatrowych Grupa wzmocniła potencjał wytwórczy
koncernu poprzez zwiększenie mocy zainstalowanych w lądowych farmach wiatrowych (więcej w nocie 7.3).
Wartość godziwa Ujazd Sp. z o.o., EW Dobrzyca Sp. z o.o. i Dominowo Sp. z o.o. na dzień 31 grudnia 2023 roku wynosiła 2 064 mln
PLN i została obliczona przy stopie dyskonta 9,92%. Wartość godziwa pokrywa wartość testowanych aktywów oraz wartość firmy z
przejęcia.
Wartość godziwa Forthewind sp. z o.o. i Copernicus Windpark sp. z o.o. na dzień 31 grudnia 2023 roku wynosiła 884 mln PLN i została
obliczona przy stopie dyskonta 9,92%. Wartość godziwa pokrywa wartość testowanych aktywów oraz wartość firmy z przejęcia.
Grupa RUCH
Przepływy pieniężne dla wyceny wartości firmy Grupy RUCH uwzględniają aktualne podejście biznesowe do kluczowych segmentów
Grupy RUCH, szczególnie z uwzględnieniem rozwoju usług kurierskich, efektywności kosztów logistycznych oraz przy jednoczesnej
optymalizacji biznesu prasowego.
Na dzień 31 grudnia 2023 roku wartość użytkowa Grupy RUCH obliczona przy stopie dyskonta dedykowanej dla Polska Detal (nota
14.4.1) wynosiła 5 779 mln PLN. Przeprowadzone testy Grupy RUCH nie skutkowały zawiązaniem odpisów.
Na dzień 31 grudnia 2022 roku wartość użytkowa Grupy RUCH obliczona przy stopie dyskonta dedykowanej dla Polska Detal
wyniosła 2 231 mln PLN.
Normbenz Magyarország Kft
Wartość firmy Normbenz Magyarország Kft w wysokości 307 mln PLN została przypisana do CGU Detal ORLEN Unipetrol i została
przetestowana zgodnie z założeniami przyjętymi dla segmentu Detal (szczegółowe założenia zostały przedstawione w punkcie
14.4.2).
Wartość użytkowa segmentu Detal w ORLEN Unipetrol obejmująca wartość firmy Normbenz Magyarország Kft wynosiła 2 941 mln
PLN co odpowiada 16 720 mln CZK i została obliczona przy stopie dyskonta dedykowanej dla Czechy Detal (nota 14.4.1). W wyniku
przeprowadzonych analiz na dzień 31 grudnia 2023 roku nie stwierdzono utraty wartości firmy.
W 2022 roku wartość użytkowa segmentu Detal w ORLEN Unipetrol obejmująca wartość firmy Normbenz Magyarország Kft wynosiła
3 696 mln PLN co odpowiadało 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.
REMAQ s.r.o.
Wartość firmy REMAQ s.r.o. w wysokości 198 mln PLN została przypisana do CGU Petrochemia ORLEN Unipetrol i została
przetestowana zgodnie z założeniami przyjętymi dla segmentu Petrochemia (szczegółowe założenia zostały przedstawione w punkcie
14.4.2).
Rozpoznana w 2023 roku wartość firmy powstała na nabyciu spółki REMAQ s.r.o. została przypisana do CGU Petrochemia ORLEN
Unipetrol (więcej w nocie 7.3). Wartość użytkowa segmentu Petrochemia w ORLEN Unipetrol obejmująca wartość firmy RemaQ
wynosiła 6 124 mln PLN co odpowiada 34 817 mln CZK i została obliczona przy stopie dyskonta dedykowanej dla Czechy Petrochemia
(nota 14.4.1)
W wyniku przeprowadzonych analiz na dzień 31 grudnia 2023 roku nie stwierdzono utraty wartości firmy.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
87 / 147
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.
NOTA
Zapasy
Należności z tytułu
dostaw i usług oraz
pozostałe należności
Zobowiązania z
tytułu dostaw i usług
oraz pozostałe
zobowiązania
Kapitał pracujący
netto
31/12/2022
(dane przekształcone)
44 304
37 934
40 217
42 021
31/12/2023
32 794
39 722
41 509
31 007
Zmiana kapitału pracującego w sprawozdaniu z sytuacji
finansowej
11 510
(1 788)
1 292
11 014
Korekty
(669)
(1 352)
(453)
(2 474)
Zmiana stanu praw majątkowych i zaliczek
na niefinansowe aktywa trwałe
14.5.2
-
103
-
103
Zmiana stanu zobowiązań inwestycyjnych
14.5.3
-
-
(1 356)
(1 356)
Połączenie jednostek
132
105
(927)
(690)
Różnice kursowe
(743)
(1 600)
1 664
(679)
Nadwyżka/niedobór produkcji węglowodorów w stosunku do
sprzedanych wolumenów
(75)
211
-
136
Pozostałe
17
(171)
166
12
Zmiana kapitału pracującego w sprawozdaniu z przepływów
pieniężnych
10 841
(3 140)
839
8 540
NOTA
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
(dane przekształcone)
44 304
37 934
40 217
42 021
Zmiana kapitału pracującego w sprawozdaniu z sytuacji
finansowej
(25 894)
(22 893)
20 406
(28 381)
Korekty
20 442
11 263
(18 843)
12 862
Zmiana stanu praw majątkowych i zaliczek
na niefinansowe aktywa trwałe
14.5.2
-
(86)
-
(86)
Zmiana stanu zobowiązań inwestycyjnych
14.5.3
-
-
(3 299)
(3 299)
Zmiana stanu należności z tytułu dotacji
-
-
-
-
Nabycie jednostki zależnej
19 965
15 179
(17 467)
17 677
Różnice kursowe
484
146
688
1 318
Nierozliczone pozycje GK ORLEN z GK
LOTOS i GK PGNIG na dzień połączenia
-
(3 916)
471
(3 445)
Pozostałe
(7)
(60)
764
697
Zmiana kapitału pracującego w sprawozdaniu z przepływów
pieniężnych
(5 452)
(11 630)
1 563
(15 519)
(dane przekształcone)
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.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
88 / 147
Wartość początkowa zapasów jest korygowana o dotyczące ich zyski lub straty z tytułu rozliczenia instrumentów zabezpieczających przepływy pieniężne.
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. 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.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
89 / 147
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
Materiały w tym:
21 986
29 916
ropa naftowa
11 765
12 834
paliwo gazowe
5 754
12 592
Półprodukty i produkty w toku
2 841
3 350
Produkty gotowe
6 599
8 315
Towary
1 368
2 723
Zapasy netto
32 794
44 304
Odpisy aktualizujące wartość zapasów do wartości netto możliwej do uzyskania
632
280
Zapasy brutto
33 426
44 584
Główną pozycją zapasów, która realizuje się w terminie dłuższym niż 12 miesięcy od zakończenia okresu sprawozdawczego są
zapasy obowiązkowe. Na dzień 31 grudnia 2023 roku oraz na dzień 31 grudnia 2022 roku wartość zapasów obowiązkowych ujęta
w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym wyniosła odpowiednio 10 258 mln PLN oraz 12 213 mln PLN.
Zmiana stanu odpisów aktualizujących wartość zapasów do wartości netto możliwej do uzyskania
2023
2022
(dane
przekształcone)
Zwiększenie
(1 047)
(343)
Zmniejszenie
673
239
Pozycja zwiększenie odpisów aktualizujących wartość zapasów do wartości netto możliwej do uzyskania w okresie 12 miesięcy
zakończonym 31 grudnia 2023 roku była wyższa w porównaniu do analogicznego okresu roku poprzedniego głównie w związku z
utworzeniem odpisu w związku ze spadkiem cen ropy naftowej, gazu i produktów ropopochodnych.
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 w odniesieniu do należności handlowych dla wybranych
kontrahentów (w metodzie indywidualnej) szacunki te dokonywane są przy wykorzystaniu kwotowań instrumentów CDS dla podmiotów o danym ratingu
i z danego sektora, w stosunku do oczekiwanych przyszłych przepływów pieniężnych danego aktywa.
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 2023 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 2023
90 / 147
NOTA
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
Dostawy i usługi z tytułu umów z klientami
30 604
28 776
Dostawy i usługi w ramach limitu faktoringu pełnego
1 839
2 302
Pozostałe
1 619
1 025
Aktywa finansowe
34 062
32 103
Podatek akcyzowy i opłata paliwowa
137
149
Inne podatki, cła, ubezpieczenia społeczne i inne świadczenia
1 911
1 994
Zaliczki na niefinansowe aktywa trwałe
1 601
1 454
Prawa majątkowe CO2
44
88
Zaliczki na dostawy
321
128
Rozliczenia międzyokresowe czynne
859
1 078
Nadwyżka wolumenu produkcji węglowodorów nad wolumenem sprzedaży (underlift)
302
381
Rekompensaty do kosztów pośrednich
151
204
Pozostałe
334
355
Aktywa niefinansowe
5 660
5 831
Należności netto
39 722
37 934
Oczekiwana strata kredytowa dotycząca aktywów finansowych
14.5.2.1
1 096
906
Należności brutto
40 818
38 840
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 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
2023
2022
(dane
przekształcone)
Stan na początek okresu
906
617
Utworzenie
13.13
675
524
Odwrócenie
13.13
(447)
(208)
Połączenie jednostek
4
-
Różnice kursowe
(14)
5
Pozostałe
(28)
(32)
1 096
906
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 2023 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
28 820
581
0,0202
28 239
od 1 do 30 dni
1 799
18
0,0100
1 781
od 31 do 60 dni
158
14
0,0886
144
od 61 do 90 dni
29
1
0,0345
28
przeterminowane powyżej 90 dni
1 140
728
0,6386
412
31 946
1 342
30 604
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 2023
91 / 147
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
Dostawy i usługi
17 503
20 391
Zobowiązania inwestycyjne
6 937
5 581
Niezrealizowane zobowiązanie wobec GAZPROM
2 010
2 249
Pozostałe
2 145
2 209
Zobowiązania finansowe
28 595
30 430
Wynagrodzenia
1 487
1 328
Podatek akcyzowy i opłata paliwowa
3 507
3 979
Podatek od towarów i usług
4 811
1 966
Inne podatki, cła, ubezpieczenia społeczne i inne świadczenia
1 212
931
Rozliczenia międzyokresowe bierne z tytułu niewykorzystanych urlopów pracowniczych
303
273
Opłata z tytułu realizacji Narodowego Celu Redukcyjnego (NCR) i Narodowego Celu Wskaźnikowego (NCW)
536
613
Pozostałe
1 058
697
Zobowiązania niefinansowe
12 914
9 787
41 509
40 217
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 2023 roku oraz na dzień 31 grudnia 2022 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 krótkoterminowych z tytułu umów z klientami
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
Stan na początek okresu
1 671
719
Przychody ujęte w danym okresie sprawozdawczym, uwzględnione w saldzie zobowiązań z
tytułu umów z klientami na początek okresu
(553)
(2 546)
Połączenie jednostek
2
2 808
Korekty przychodów
203
211
Otrzymane zaliczki, przedpłaty
578
497
Pozostałe
(83)
(18)
1 818
1 671
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.
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
Środki pieniężne w kasie i na rachunkach bankowych
13 282
21 046
13 282
21 046
w tym środki pieniężne o ograniczonej możliwości dysponowania
1 448
1 863
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.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
92 / 147
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
Długoterminowe
Krótkoterminowe
Krótkoterminowe
Razem
Razem
31/12/2023
31/12/2022
31/12/2023
31/12/2022
31/12/2023
31/12/2022
Kredyty *
2 451
5 443
4 233
2 806
6 684
8 249
Pożyczki
122
161
50
120
172
281
Obligacje
8 098
6 369
213
4 326
8 311
10 695
10 671
11 973
4 496
7 252
15 167
19 225
* na dzień 31 grudnia 2023 roku i 31 grudnia 2022 roku pozycja zawiera kredyty w formule Project Finance ( finansowania pozyskiwane przez spółki celowe na realizację inwestycji)
odpowiednio:437 mln PLN i 209 mln PLN w części długoterminowej oraz3 mln PLN i 13 mln PLN w części krótkoterminowej.
W okresie 12 miesięcy 2023 roku w ramach przepływów pieniężnych z działalności finansowej Grupa dokonywała ciągnień oraz
spłat pożyczek i kredytów z dostępnych linii kredytowych w łącznej wysokości odpowiednio 7 771 mln PLN oraz (9 272) mln PLN.
Zmniejszenie poziomu zadłużenia Grupy na dzień 31 grudnia 2023 roku wynika głównie ze spłaty netto kredytów ORLEN w kwocie
(1 125) mln PLN oraz ze zmian w stanie obligacji Grupy.
W okresie 12 miesięcy 2023 roku w ramach przepływów pieniężnych z działalności finansowej dotyczących obligacji zmiany w
wysokości (1 840) mln PLN dotyczyły głównie:
- wykup euroobligacji przez spółkę ORLEN Capital AB w wartości nominalnej (750) mln EUR, wykup części obligacji
senioralnych przez Spółkę B8 Sp. z o.o. Baltic SKA w wartości nominalnej (23) mln USD oraz wykup obligacji
podporządkowanych przez spółkę ENERGA w wartości nominalnej (125) mln EUR, co odpowiada łącznej kwocie (4 023) mln
PLN,
- emisja przez spółkę ORLEN euroobligacji serii B w kwocie 500 mln EUR, co odpowiada kwocie przepływów
pieniężnych 2 183 mln PLN pomniejszonych o dyskonto.
Euroobligacje serii B z dnia 13 lipca 2023 wyemitowane zostały w ramach programu emisji średnioterminowych euroobligacji do
kwoty 5 mld EUR oraz zostały dopuszczone do obrotu na rynku regulowanym prowadzonym przez Euronext Dublin.
14.7.1. Kredyty
- w podziale na waluty (w przeliczeniu na PLN) / według rodzaju stopy procentowej
31/12/2023
31/12/2022
PLN - WIBOR
3 726
4 901
PLN - oprocentowanie stałe
444
-
EUR - EURIBOR
1 024
2 593
EUR - oprocentowanie stałe
1 130
-
USD - SOFR
310
729
CAD - CDOR
49
6
HUF - BUBOR
1
20
6 684
8 249
Na dzień 31 grudnia 2023 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 37 193 mln PLN.
Grupa zabezpiecza częściowo przepływy pieniężne związane z płatnościami odsetkowymi dotyczącymi zewnętrznego
finansowania kredytowego w PLN wykorzystując w tym celu swapy procentowe (IRS).
Finansowania bankowe Grupy dostępne w walucie USD oparte są o zmienną stopę procentową SOFR (nota 5.1) .
W okresie objętym niniejszym skonsolidowanym sprawozdaniem finansowym ani po dniu sprawozdawczym nie wystąpiły
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
2023 roku wynosiła:
- 0,02 dla ORLEN i skalkulowana została na poziomie danych skonsolidowanych Grupy ORLEN,
- 2,9 dla Grupy ENERGA i skalkulowana została na poziomie danych skonsolidowanych Grupy ENERGA.
Wskazane wartości kowenantu spełniają zapisy zawarte w umowach kredytowych.
Część kredytów Grupy, w tym w szczególności kredyty w formule Project Finance jak również kredyty wspólnego działania
zabezpieczone są majątkiem poszczególnych spółek i/lub gwarancjami korporacyjnymi. Zabezpieczenia na majątku dotyczą
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
93 / 147
głównie zastawów rejestrowych na rzeczowych aktywach trwałych, zapasach, udziałach, hipoteki, cesje wierzytelności oraz
pełnomocnictwa do rachunków bankowych.
14.7.2. Pożyczki
- w podziale na waluty (w przeliczeniu na PLN) / według rodzaju stopy procentowej
31/12/2023
31/12/2022
PLN - WIBOR / stopa redyskontowa weksli / inne stopy referencyjne
172
281
172
281
Część pożyczek Grupy oprócz występującego głównie WIBORU oraz stopy redyskontowej weksli, oparta jest o inne zmienne
stopy referencyjne ustalane zgodnie z zapisami umów.
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)
31/12/2023
31/12/2022
PLN
2 004
2 004
USD
104
217
EUR
6 203
8 474
8 311
10 695
- według rodzaju stopy procentowej
Obligacje o
stałym
oprocentowaniu
Obligacje o
stałym
oprocentowaniu
Obligacje o
zmiennym
oprocentowaniu
Obligacje o
zmiennym
oprocentowaniu
Razem
Razem
31/12/2023
31/12/2022
31/12/2023
31/12/2022
31/12/2023
31/12/2022
Wartość nominalna
7 196
9 441
1 103
1 214
8 299
10 655
Wartość księgowa
7 207
9 475
1 104
1 220
8 311
10 695
Emitent
Wartość
nominalna
Wartość
nominalna
EUR
Wartość
nominalna
USD
Data
subskrypcji
Termin
wykupu
Stopa
bazowa
Marża
Rating
Niepubliczny program emisji obligacji od 2006 roku
Seria C
ORLEN S.A.
1 000
-
-
22.12.2020
22.12.2025
6M WIBOR
0,95%
BBB+, AA+(pol)
Seria D
ORLEN S.A.
1 000
-
-
25.03.2021
25.03.2031
stała 2,975%
-
n/d
Program emisji obligacji hybrydowych
seria 10-letnia
ENERGA S.A.
544
125
-
04.09.2017
12.09.2027
stała 4,57%
-
BB
Obligacje korporacyjne
2 544
125
-
Euroobligacje
ENERGA Finance AB
1 304
300
-
07.03.2017
07.03.2027
stała 2,125%
-
BBB+, Baa2
Program emisji średnioterminowych euroobligacji (Program EMTN)
Seria A "Zielone Obligacje"
ORLEN S.A.
2 174
500
-
27.05.2021
27.05.2028
stała 1,125%
-
BBB+, A3
Seria B
ORLEN S.A.
2 174
500
-
13.07.2023
13.07.2030
stała 4,75%
-
BBB+, A3
Euroobligacje
5 652
1 300
-
Program emisji obligacji senioralnych
Seria B8TG1122017
B8 Sp. z o.o. Baltic S.K.A.
24
-
6
01.03.2017
30.06.2024
3M SOFR
1,60%
n/d
Seria B8TD3092021
B8 Sp. z o.o. Baltic S.K.A.
24
-
6
27.07.2018
30.12.2023
3M SOFR
1,60%
n/d
Seria B8TD4122021
B8 Sp. z o.o. Baltic S.K.A.
4
-
1
27.07.2018
31.03.2024
3M SOFR
1,60%
n/d
Seria B8TD5122021
B8 Sp. z o.o. Baltic S.K.A.
12
-
3
23.10.2018
31.03.2024
3M SOFR
1,60%
n/d
Seria B8TD6122021
B8 Sp. z o.o. Baltic S.K.A.
4
-
1
25.10.2018
30.06.2024
3M SOFR
1,60%
n/d
Seria B8TD7092024
PLO375100016
B8 Sp. z o.o. Baltic S.K.A.
35
-
9
31.01.2022
30.09.2024
3M SOFR
1,60%
n/d
Obligacje senioralne
103
-
26
8 299
1 425
26
Wartość nominalna obligacji została przeliczona kursem z dnia 31 grudnia 2023 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).
Obligacje senioralne Grupy wyemitowane w walucie USD oparte są o zmienną stopę procentową SOFR (nota 5.1).
Seria C i seria D obligacji korporacyjnych 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
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
94 / 147
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 ORLEN na zdefiniowane ryzyka ESG oraz sposób zarządzania przez ORLEN tymi ryzykami, albo od alternatywnego
ratingu ESG. Ostatnie badanie przeprowadzone przez agencję MSCI ESG Research Limited zakończyło się podniesieniem w
lutym 2024 roku ratingu ESG spółki ORLEN z poziomu BBB do poziomu A, co pozwala na utrzymanie dotychczasowych warunków
emisji obligacji na niezmienionym poziomie. W zależności od przyznanego 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,
- 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.
Wysokość marży dla serii C oraz stopy procentowej dla serii D obowiązujących na dzień 31 grudnia 2023 roku zaprezentowane
zostały w tabeli powyżej.
Seria A euroobligacji ORLEN o wartości nominalnej 500 mln EUR wyemitowana została z certyfikatem obligacji zielonych, których
celem jest finansowanie projektów wspierających ochronę środowiska i klimatu. 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.
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 2023 roku nastąpiło (zgodnie z zapisami Umowy
Programu Emisji Obligacji) w pierwszym dniu roboczym po 31 grudnia 2023 tj. w dniu 2 stycznia 2024.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
95 / 147
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)
01/01/2023
(dane przekształcone)
8 530
10 695
21 046
27
(1 848)
9 536
28 761
Zmiany pieniężne
wpływy/(wypływy) netto
(1 501)
(1 840)
(9 901)
54
6 506
(1 451)
(4 792)
odsetki i prowizje zapłacone
(374)
(304)
-
-
(678)
(370)
(1 048)
Zmiany niepieniężne
różnice kursowe
(133)
(567)
(1 212)
(3)
515
(377)
(1 077)
wycena zadłużenia
309
327
-
-
636
495
1 131
połączenie jednostek
25
-
3 349
-
(3 324)
100
125
nowe umowy leasingowe, zwiększenie
wynagrodzenia leasingowego
-
-
-
-
-
3 009
3 009
pozostałe *
-
-
-
-
-
(213)
(213)
31/12/2023
6 856
8 311
13 282
78
1 807
10 729
25 896
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)
635
4
(12 063)
(893)
(12 317)
odsetki i prowizje zapłacone
(349)
(304)
-
-
(653)
(211)
(864)
Zmiany niepieniężne
różnice kursowe
65
83
(153)
-
301
45
193
wycena zadłużenia
301
386
-
-
687
235
922
połączenie jednostek
15 044
252
17 668
23
(2 395)
2 997
18 293
nowe umowy leasingowe, zwiększenie
wynagrodzenia leasingowego
-
-
-
-
-
1 913
1 913
pozostałe *
-
-
-
-
-
(105)
(105)
31/12/2022
8 530
10 695
21 046
27
(1 848)
9 536
28 761
(dane przekształcone)
* 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 ORLEN oraz Grupy (nota 14.7.1);
- ratingu inwestycyjnego ORLEN.
Ogłoszona w lutym 2023 roku Strategia Grupy ORLEN do 2030 roku, zakłada politykę dywidendową ORLEN opartą na wysokości
40% skorygowanych wolnych przepływów pieniężnych, wygenerowanych przez Grupę w poprzednim roku obrotowym.
Jednocześnie przyjęty został poziom minimalny, tzw. dywidenda bazowa (gwarantowana), która wynosiła 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 2023 roku i w 2022 roku wyniosła odpowiednio 5,50 PLN i 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.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
96 / 147
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
31/12/2023
31/12/2022
Kapitał zakładowy
1 451
1 451
Korekta z tytułu przeszacowania kapitału zakładowego
523
523
1 974
1 974
Kapitał zakładowy ORLEN S.A. zgodnie z Krajowym Rejestrem Sądowym na dzień 31 grudnia 2023 roku oraz na dzień 31 grudnia
2022 roku podzielony był na 1 160 942 049 akcji zwykłych o wartości nominalnej 1,25 PLN każda.
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.
Struktura akcjonariatu
Liczba akcji / głosów
Udział w kapitale
podstawowym
Skarb Państwa *
579 310 079
49,90%
Nationale-Nederlanden OFE **
66 877 387
5,76%
Pozostali
514 754 583
44,34%
1 160 942 049
100,00%
* zgodnie z informacjami z Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ORLEN z dnia 6 lutego 2024 roku
14.9.2. Kapitał z emisji akcji powyżej ich wartości nominalnej
31/12/2023
31/12/2022
Kapitał z emisji akcji powyżej ich wartości nominalnej
46 288
46 288
Koszty związane z emisją
(52)
(52)
Korekta z tytułu przeszacowania kapitału z emisji akcji powyżej ich wartości nominalnej
169
169
46 405
46 405
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
97 / 147
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. 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
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
Kapitał zapasowy *
78 691
45 399
Pozostałe kapitały
876
876
Zyski i straty aktuarialne
(129)
40
Zysk netto okresu przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej
20 680
39 677
100 118
85 992
* pozycja zawiera korekty wyniku z lat ubiegłych wynikające z przekształcenia danych porównawczych w związku w finalizacją rozliczenia księgowego połączenia
podmiotów z Grupą ORLEN. Dodatkowe informacje w nocie 4.2.
14.9.5. Kapitał własny przypadający udziałom niekontrolującym
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
Grupa Energa
1 092
1 029
ENERGOP Sp. z o.o.
14
-
Grupa Polska Press
5
5
RUCH S.A.
(52)
(27)
SIGMA BIS S.A.
8
4
Pozostałe
31
29
1 098
1 040
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
Stan na początek okresu
1 040
871
Udział w zysku/(stracie) netto, w tym:
47
142
Grupa ENERGA
66
177
Pozostałe
(19)
(35)
Udział w składnikach innych całkowitych dochodów
(2)
4
Zmiana struktury udziału niekontrolującego
-
(5)
Połączenie jednostek
13
28
Wypłacone i zadeklarowane dywidendy
-
(3)
Pozostałe
-
3
1 098
1 040
Skrócone informacje finansowe GRUPY ENERGA*
2023
2022
Przychody ze sprzedaży
26 087
20 444
Koszt własny sprzedaży, w tym:
(21 872)
(17 802)
amortyzacja
(1 192)
(1 136)
Zysk brutto na sprzedaży
4 215
2 642
Koszty sprzedaży
(2 035)
(975)
Koszty ogólnego zarządu
(505)
(397)
Pozostałe przychody i koszty operacyjne netto
33
215
(Strata)/odwrócenie straty z tytułu utraty wartości należności handlowych
(90)
(88)
Udział w wyniku finansowym jednostek wycenianych metodą praw własności
9
71
Zysk z działalności operacyjnej
1 627
1 468
Przychody i koszty finansowe netto
(613)
(343)
(Strata) z tytułu utraty wartości pożyczek, odsetek od należności handlowych i depozytów
zabezpieczających
(7)
(6)
Zysk przed opodatkowaniem
1 007
1 119
Podatek dochodowy
(469)
(169)
Zysk netto
538
950
Całkowite dochody netto
517
983
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
98 / 147
31/12/2023
31/12/2022
Aktywa trwałe
23 421
21 557
Aktywa obrotowe
8 314
5 738
środki pieniężne
521
1 101
pozostałe aktywa obrotowe
7 793
4 637
Aktywa razem
31 735
27 295
Kapitał własny razem
12 580
11 682
Zobowiązania długoterminowe, w tym:
6 195
6 157
kredyty
3 351
3 485
rezerwy
638
687
Zobowiązania krótkoterminowe, w tym:
12 960
9 456
zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
2 757
3 378
kredyty
2 589
3 146
rezerwy
2 127
2 539
Zobowiązania razem
19 155
15 613
Pasywa razem
31 735
27 295
Dług netto
5 419
5 530
* Skrócone informacje finansowe GRUPY ENERGA uwzględniające korekty konsolidacyjne z tytułu skutków połączenia jednostek
W 2023 roku oraz w 2022 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 2023 rok oraz wypłaty dywidendy w 2024 roku
Biorąc pod uwagę realizację polityki dywidendowej Koncernu przedstawionej w Strategii 2030, Zarząd Spółki rekomenduje
podział zysku netto osiągniętego przez ORLEN S.A. w roku 2023 w wysokości 21 215 917 147,93 PLN w taki sposób, aby
kwotę: 4 817 909 503,35 PLN przeznaczyć na wypłatę dywidendy (4,1 5 PLN na 1 akcję), natomiast pozostałą kwotę, tj.
16 398 007 644,58 PLN przeznaczyć na kapitał zapasowy Spółki. Zarząd Spółki proponuje ustalić dzień 20 września 2024 roku
jako dzień dywidendy oraz dzień 20 grudnia 2024 roku jako termin wypłaty dywidendy. Rekomendacja Zarządu zostanie
przedstawiona Zwyczajnemu Walnemu Zgromadzeniu ORLEN, które podejmie ostateczną decyzję w tej kwestii.
14.9.7. Podział zysku Jednostki Dominującej za 2022 rok
Zwyczajne Walne Zgromadzenie Akcjonariuszy ORLEN w dniu 21 czerwca 2023 roku dokonało podziału zysku netto osiągniętego
przez ORLEN 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.
14.9.8. Zysk na jedną akcje
2023
2022
(dane przekształcone)
Zysk netto przypadający na akcjonariuszy jednostki dominującej
20 680
39 677
Liczba akcji
1 160 942 049
1 160 942 049
Zysk netto i rozwodniony zysk netto na jedną akcję przypadający akcjonariuszom
jednostki dominującej (w PLN na akcję)
17,81
34,18
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
99 / 147
14.10. Instrumenty pochodne oraz pozostałe aktywa i zobowiązania
14.10.1. Instrumenty pochodne oraz pozostałe aktywa
Długoterminowe
Długoterminowe
Krótkoterminowe
Krótkoterminowe
Razem
Razem
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
Instrumenty pochodne zabezpieczające
przepływy pieniężne
1 500
1 124
1 501
1 452
3 001
2 576
forwardy walutowe
1 493
787
429
568
1 922
1 355
swapy towarowe
6
291
686
856
692
1 147
futures towarowy CO2
1
3
258
17
259
20
swapy walutowe
-
43
128
11
128
54
Instrumenty pochodne niewyznaczone dla
celów rachunkowości zabezpieczeń
180
448
1 107
2 425
1 287
2 873
forwardy walutowe
-
2
12
12
12
14
swapy towarowe
-
-
7
85
7
85
swapy walutowo - procentowe
7
156
10
97
17
253
swapy procentowe
-
-
-
4
-
4
swapy walutowe
-
-
-
78
-
78
futures towarowy w tym:
83
210
552
663
635
873
uprawnienia do emisji CO2
-
94
-
59
-
153
energia elektryczna
33
-
105
146
138
146
gaz ziemny
50
116
447
458
497
574
forwardy towarowe w tym:
74
48
515
1 482
589
1 530
energia elektryczna
26
-
174
366
200
366
gaz ziemny
48
48
341
1 116
389
1 164
pozostałe
16
32
11
4
27
36
Instrumenty pochodne zabezpieczające
wartość godziwą
2
-
9
28
11
28
swapy towarowe
2
-
9
28
11
28
Instrumenty pochodne
1 682
1 572
2 617
3 905
4 299
5 477
Pozostałe aktywa finansowe
2 693
2 733
1 509
10 726
4 202
13 459
należności z tytułu
rozliczonych
instrumentów pochodnych
-
-
286
1 024
286
1 024
aktywa finansowe wyceniane w wartości
godziwej przez inne całkowite dochody
326
324
-
-
326
324
aktywa finansowe wyceniane w wartości
godziwej przez wynik finansowy
149
94
-
267
149
361
korekta pozycji zabezpieczanej
1
-
5
8
6
8
depozyty zabezpieczające
-
-
644
9 190
644
9 190
lokaty krótkoterminowe
-
-
78
27
78
27
pożyczki udzielone
1 128
524
125
129
1 253
653
nabyte papiery wartościowe
369
336
8
8
377
344
środki pieniężne o ograniczonej możliwości
dysponowania
312
1 069
310
41
622
1 110
pozostałe
408
386
53
32
461
418
Pozostałe aktywa niefinansowe
938
3 134
1 800
19 844
2 738
22 978
nieruchomości inwestycyjne
598
619
-
-
598
619
aktywa z tytułu kontraktów wycenionych
na moment rozliczenia połączenia
jednostek
-
1 703
1 800
19 844
1 800
21 547
akcje i udziały niekonsolidowanych
spółek zależnych
69
94
-
-
69
94
pozostałe *
271
718
-
-
271
718
Pozostałe aktywa
3 631
5 867
3 309
30 570
6 940
36 437
* Pozycję pozostałe stanowią głównie zaliczki na aktywa trwałe. Dotyczą one prowadzonych w Grupie Energa projektów budowy elektrowni parowo-gazowych.
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 2023 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 213 mln PLN) lub metodę dochodową na bazie planowanych przyszłych przepływów pieniężnych
(poziom hierarchii 3 – wartość 385 mln PLN). Metodę porównawczą stosowano przy założeniu, że wartość wycenianej
nieruchomości jest równa cenie możliwej do uzyskania na rynku za nieruchomość o podobnym charakterze. Spadek w 2023 roku
jest spowodowany głównie przeszacowaniem do wartości godziwej.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
100 / 147
Na dzień 31 grudnia 2023 roku oraz 31 grudnia 2022 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 644 mln PLN i 9 157 mln
PLN. Wysokość depozytów zabezpieczających zależna jest od wartości wyceny portfela nierozliczonych transakcji oraz cen
rynkowych zabezpieczanych produktów i podlega bieżącym aktualizacjom. Zmiana (8 513) mln PLN wynika głównie z rozliczenia
zawartych przez ORLEN instrumentów zabezpieczających sprzedaż i zakup gazu ziemnego na indeksie europejskim i
amerykańskim oraz ze zmiany ceny rynkowej gazu dla bieżącego portfela transakcji a także w związku ze zmniejszeniem
wolumenu transakcji zabezpieczających marżę rafineryjną.
Na dzień 31 grudnia 2023 roku pozycję Pożyczki udzielone stanowiły głównie: pożyczka dla spółki Baltic Power, która w
skonsolidowanym sprawozdaniu finansowych Grupy ORLEN wyceniona jest metodą praw własności, w wysokości 609 mln PLN,
pożyczka dla Grupy Azoty Polyolefins S.A. w wysokości 282 mln PLN oraz pożyczki dla pozostałych spółek nieobjętych
konsolidacją w wysokości 359 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
31/12/2023
Wartość godziwa
składnika
aktywów
31/12/2022
Dywidendy ujęte w trakcie
okresu sprawozdawczego,
odnoszące się do
inwestycji utrzymywanych
na koniec okresu
sprawozdawczego
31/12/2023
Dywidendy ujęte w
trakcie okresu
sprawozdawczego,
odnoszące się do
inwestycji
utrzymywanych na
koniec okresu
sprawozdawczego
31/12/2022
Wskazanie przyczyny
zastosowania danego wariantu
prezentacji
Bank Ochrony Środowiska S.A.
51
39
-
-
Instrumenty nabyte
nieprzeznaczone do obrotu, bez
wpływu reklasyfikacji zysków/strat
na wynik finansowy
Wodkan S.A.
1
1
-
-
j.w
Pieridae Energy Limited
4
15
-
-
j.w
ElectroMobility Poland
14
13
-
-
j.w
Grupa Azoty Polyolefins
256
256
-
-
j.w
326
324
-
-
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
101 / 147
14.10.2. Instrumenty pochodne oraz pozostałe zobowiązania
Długoterminowe
Długoterminowe
Krótkoterminowe
Krótkoterminowe
Razem
Razem
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
Instrumenty pochodne zabezpieczające
przepływy pieniężne
50
4 491
392
8 394
442
12 885
forwardy walutowe
9
298
24
80
33
378
swapy towarowe
41
4 190
368
8 274
409
12 464
futures towarowy
-
3
-
39
-
42
swapy walutowe
-
-
-
1
-
1
Instrumenty pochodne niewyznaczone dla
celów rachunkowości zabezpieczeń
190
190
1 400
5 001
1 590
5 191
forwardy walutowe
1
2
57
71
58
73
swapy towarowe
36
-
307
3 090
343
3 090
swapy procentowe
4
-
-
-
4
-
swapy walutowe
-
-
-
74
-
74
futures towarowy w tym:
90
114
614
479
704
593
uprawnienia do emisji CO2
-
1
-
3
-
4
energia elektryczna
7
-
30
40
37
40
gaz ziemny
83
113
584
436
667
549
forwardy towarowe w tym:
59
74
422
1 287
481
1 361
energia elektryczna
46
27
229
144
275
171
gaz ziemny
13
47
193
1 143
206
1 190
Instrumenty pochodne zabezpieczające
wartość godziwą
1
-
5
8
6
8
swapy towarowe
1
-
5
8
6
8
Instrumenty pochodne
241
4 681
1 797
13 403
2 038
18 084
Pozostałe zobowiązania finansowe
269
259
518
2 555
787
2 814
zobowiązania z tytułu rozliczonych
instrumentów pochodnych
-
-
352
1 419
352
1 419
zobowiązania inwestycyjne
69
84
-
-
69
84
korekta pozycji zabezpieczanej
2
-
9
28
11
28
zobowiązania do zwrotu wynagrodzenia
-
-
31
1 070
31
1 070
depozyty zabezpieczające
-
-
102
28
102
28
pozostałe *
198
175
24
10
222
185
Pozostałe zobowiązania niefinansowe
590
4 185
4 060
28 863
4 650
33 048
zobowiązania z tytułu umów z klientami
37
30
-
-
37
30
przychody przyszłych okresów
510
393
442
557
952
950
zobowiązania z tytułu kontraktów
wycenionych na moment
rozliczenia połączenia
jednostek
43
3 762
3 618
28 306
3 661
32 068
Pozostałe zobowiązania
859
4 444
4 578
31 418
5 437
35 862
* Na dzień 31 grudnia 2023 roku i na dzień 31 grudnia 2022 roku pozycja pozostałe w pozostałych zobowiązaniach finansowych w części długoterminowej dotyczy głównie otrzymanych
kaucji zabezpieczających, zobowiązań z tytułu koncesji i użytkowania górniczego, a także z tytułu nieodpłatnych świadczeń.
Opis zmian instrumentów pochodnych niewyznaczonych do rachunkowości zabezpieczeń został zaprezentowany w nocie 13.10,
13.11 i 13.12 .
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 2023 roku w pozycjach tych została ujęta wartość zapadłych
swapów towarowych zabezpieczających głównie marżę rafineryjną, niedopasowanie czasowe na zakupach ropy, zapasy
ponadnormatywne oraz gaz ziemny.
Pozycja aktywów i zobowiązań z tytułu kontraktów wycenionych na moment połączenia jednostek obejmuje wycenione do wartości
godziwej istniejące na moment połączenia kontrakty terminowe dotyczące głównie zakupu i sprzedaży gazu, energii elektrycznej oraz
uprawnień do emisji CO
2
byłej Grupy PGNiG. Zarówno aktywa jak i zobowiązania z tytułu kontraktów wycenionych na moment połączenia
odzwierciedlają ich wartość godziwą ustaloną jako różnica pomiędzy ceną kontraktową a ceną rynkową na datę połączenia i nie podlegają
wycenie do wartości godziwej w kolejnych okresach sprawozdawczych. W momencie faktycznej realizacji danego kontraktu terminowego
Grupa dokonuje rozliczenia odpowiedniej wartości aktywa lub zobowiązania dotyczącego odnośnego kontraktu w korespondencji z tą
samą pozycją w rachunku wyników bądź bilansie, w której zaprezentowany jest wpływ realizacji bazowego kontraktu. Na dzień 31 grudnia
2023 roku i na dzień 31 grudnia 2022 roku pozycja aktywów i zobowiązań z tytułu kontraktów wycenionych na moment połączenia
jednostek wynosiła odpowiednio 1 800 mln PLN oraz 21 547 mln PLN.
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.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
102 / 147
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.
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
Długoterminowe
510
393
Dotacje
502
386
Pozostałe
8
7
Krótkoterminowe
442
557
Dotacje
257
102
Pozostałe
185
455
952
950
Pozycja przychody przyszłych okresów na dzień 31 grudnia 2023 roku i 31 grudnia 2022 roku obejmuje przede wszystkim
nierozliczoną część otrzymanych, głównie w latach poprzednich, dotacji na aktywa trwałe w wysokości odpowiednio 682 mln PLN
i 413 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).
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.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
103 / 147
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
Długoterminowe
Krótkoterminowe
Krótkoterminowe
Razem
Razem
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
Na koszty likwidacji i środowiskowa
5 854
5 951
180
209
6 034
6 160
Nagrody jubileuszowe i świadczenia
po okresie zatrudnienia
1 953
1 543
289
262
2 242
1 805
Emisje CO₂, certyfikaty energetyczne
-
-
9 106
9 958
9 106
9 958
Pozostałe
2 358
712
1 892
2 412
4 250
3 124
10 165
8 206
11 467
12 841
21 632
21 047
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
104 / 147
Zmiana stanu rezerw
Na koszty
likwidacji i
środowiskowa
Rezerwa na
nagrody jubileuszowe
i świadczenia
po okresie
zatrudnienia
Emisje CO₂,
certyfikaty
energetyczne
Pozostałe
Razem
01/01/2023
(dane przekształcone)
6 160
1 805
9 958
3 124
21 047
Utworzenie
530
759
10 338
1 069
12 696
Odwrócenie
(96)
(100)
(48)
(1 329)
(1 573)
Wykorzystanie
(210)
(239)
(10 993)
(277)
(11 719)
Połączenie jednostek
-
18
-
1 754
1 772
Różnice kursowe
(350)
(1)
(149)
(91)
(591)
6 034
2 242
9 106
4 250
21 632
01/01/2022
1 025
890
5 474
717
8 106
Utworzenie
878
324
8 414
1 286
10 902
Odwrócenie
(121)
(201)
(209)
(27)
(558)
Wykorzystanie
(77)
(151)
(6 213)
(36)
(6 477)
Połączenie jednostek
4 562
913
1 888
1 170
8 533
Rozpoznanie wspólnego
działania w Rafinerii Gdańskiej
na moment początkowego
ujęcia
-
29
498
-
527
Różnice kursowe
(107)
1
106
14
14
6 160
1 805
9 958
3 124
21 047
(dane przekształcone)
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/remediacji
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.
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.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
105 / 147
Od roku 2029 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.
Na dzień 31 grudnia 2023 roku i 31 grudnia 2022 roku średnia ważona stopa dyskonta przyjęta do kalkulacji rezerwy środowiskowej
wynosiła odpowiednio 4,63% i 4,43% (Polska), 2,83% i 2,83% (Kanada), 2,41% i 2,41% (Czechy), 2,97% i 2,98% (Litwa), 2,05% i
2,08% (Niemcy) 2,54% i 2,64% (Norwegia). 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 381 mln PLN, gdyby nastąpił
spadek stóp dyskonta o 0,5 p.p. rezerwa byłaby wyższa o 300 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
Rezerwa na
nagrody
jubileuszowe
Świadczenia
po okresie
zatrudnienia
Świadczenia
po okresie
zatrudnienia
Razem
Razem
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
Stan na początek okresu
949
361
856
529
1 805
890
Koszty bieżącego zatrudnienia
52
26
34
17
86
43
Koszty odsetek
63
38
57
14
120
52
Zyski i straty aktuarialne, powstałe na
skutek zmian założeń:
239
(76)
214
(61)
453
(137)
demograficznych
12
(12)
14
39
26
27
finansowych
167
(109)
179
(119)
346
(228)
pozostałych
60
45
21
19
81
64
Koszty przeszłego zatrudnienia
(13)
5
13
20
-
25
Połączenie jednostek
-
656
18
257
18
913
Rozpoznanie wspólnego działania w
Rafinerii Gdańskiej na moment
początkowego ujęcia
-
22
-
7
-
29
Różnice kursowe
-
-
(6)
1
(6)
1
Płatności w ramach programu
(155)
(83)
(84)
(51)
(239)
(134)
Pozostałe
5
-
-
123
5
123
14.11
1 140
949
1 102
856
2 242
1 805
Wartość księgowa zobowiązań z tytułu świadczeń pracowniczych na dzień 31 grudnia 2023 roku i 31 grudnia 2022 roku jest równa
wartości bieżącej.
Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych w podziale na pracowników aktywnych i emerytów
Pracownicy
aktywni
Pracownicy
aktywni
Emeryci
Emeryci
Razem
Razem
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
Polska
1 961
1 525
242
245
2 203
1 770
Czechy
22
20
-
-
22
20
Litwa, Łotwa, Estonia
17
15
-
-
17
15
2 000
1 560
242
245
2 242
1 805
Rezerwa na
nagrody
jubileuszowe
Rezerwa na
nagrody
jubileuszowe
Świadczenia
po okresie
zatrudnienia
Świadczenia po
okresie
zatrudnienia
Razem
Razem
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
Zobowiązania z tytułu świadczeń pracowniczych w
podziale na obszary geograficzne
Polska
1 133
943
1 069
826
2 202
1 769
Czechy
7
6
16
14
23
20
Litwa, Łotwa, Estonia
-
-
17
16
17
16
1 140
949
1 102
856
2 242
1 805
Analiza zapadalności świadczeń pracowniczych
do 1 roku
148
135
141
127
289
262
powyżej 1 do 5 lat
424
367
266
243
690
610
powyżej 5 lat
568
447
695
486
1 263
933
1 140
949
1 102
856
2 242
1 805
Średni ważony okres obowiązywania zobowiązania dla świadczeń po okresie zatrudnienia w 2023 roku i w 2022 roku wyniósł
odpowiednio: Polska 12 oraz 10 lat, Czechy 9 oraz 8 lat i Litwa, Łotwa, Estonia 11 oraz 9 lat.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
106 / 147
W 2023 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 2022 byłaby niższa o (430) mln PLN.
Na dzień 31 grudnia 2023 roku Grupa przyjęła następujące założenia aktuarialne, które miały wpływ na wysokość rezerw
aktuarialnych dla podmiotów polskich: stopa dyskonta: 5,2%, wskaźnik wzrostu wynagrodzeń: 8,4% w roku 2024, 3,7% w roku
2025 oraz 2,5% w latach kolejnych. Dla podmiotów zagranicznych główny wpływ miała wysokość stóp dyskonta od 3,4% do 3,7%.
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.
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
Polska
Założenia aktuarialne
Założone odchylenia na
31/12/2023
Wpływ na rezerwę na nagrody
jubileuszowe
Wpływ na świadczenia po
okresie zatrudnienia
Założenia demograficzne (+)
wskaźnik rotacji pracowników
+ 0,5 p.p.
(36)
(29)
Założenia finansowe (+)
stopa dyskontowa
+ 0,5 p.p.
(35)
(43)
poziom przyszłego wynagrodzenia
+ 0,5 p.p.
36
44
(35)
(28)
Założenia demograficzne (-)
wskaźnik rotacji pracowników
- 0,5 p.p.
34
27
Założenia finansowe (-)
stopa dyskontowa
- 0,5 p.p.
37
50
poziom przyszłego wynagrodzenia
- 0,5 p.p.
(34)
(37)
37
40
Wpływ na świadczenia po okresie
zatrudnienia
Wpływ na świadczenia po
okresie zatrudnienia
Założenia aktuarialne
Założone odchylenia na
31/12/2023
Czechy
Litwa, Łotwa, Estonia
Założenia demograficzne (+)
wskaźnik rotacji pracowników
+ 0,5 p.p.
(1)
(1)
Założenia finansowe (+)
stopa dyskontowa
+ 0,5 p.p.
(1)
(1)
poziom przyszłego wynagrodzenia
+ 0,5 p.p.
-
1
(2)
(1)
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 na dzień 31 grudnia 2023 roku i 31 grudnia 2022 roku wyniosła odpowiednio
9 106 mln PLN i 9 958 mln PLN i obejmuje głównie utworzenie rezerwy na szacowane w okresie sprawozdawczym koszty emisji
CO
2
. Na dzień 31 grudnia 2023 roku i na dzień 31 grudnia 2022 roku wartość rezerwy na emisje CO
2
wyniosła odpowiednio 8 231
mln PLN oraz 9 250 mln PLN. Dodatkowe informacje w nocie 9.
14.11.4. Pozostałe rezerwy
Na dzień 31 grudnia 2023 roku i na dzień 31 grudnia 2022 roku wartość pozostałych rezerw wyniosła odpowiednio 4 250 mln PLN
oraz 3 124 mln PLN. Na wzrost pozostałych rezerw o 1 126 mln PLN w porównaniu z rokiem poprzednim wpływ miało głównie
rozwiązanie/utworzenie rezerwy na kontrakty generujące obciążenia w wysokości (603) mln PLN w następstwie wejścia w życie
ustawy z dnia 7 października 2022 roku o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej oraz
rozpoznanie szacunku rezerwy na kontrakty rodzące obciążenia w wysokości 1 741 mln PLN w odniesieniu do Umowy
Powierzenia w spółce EuRoPol Gaz (więcej informacji w nocie 7.3.5).
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
107 / 147
15. NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SPRAWOZDANIA Z PRZEPŁYWÓW PIENIĘŻNYCH
WYBRANE ZASADY RACHUNKOWOŚCI
Grupa w ramach sprawozdania z przepływów pieniężnych stosuje m.in. następujące zasady:
- przepływy pieniężne z działalności operacyjnej wykazuje metodą pośrednią,
- składniki środków pieniężnych i ich ekwiwalentów wykazane w sprawozdaniu z przepływów pieniężnych i w sprawozdaniu z sytuacji finansowej
są tożsame,
- wpływy i wydatki z tytułu rozliczenia pochodnych instrumentów finansowych prezentuje w działalności operacyjnej.
15.1. Zysk/(Strata) z tytułu różnic kursowych
NOTA
2023
2022
Nadwyżka dodatnich/(ujemnych) różnic kursowych
zaprezentowana w sprawozdaniu z zysków lub strat i
innych całkowitych dochodów
13.12.1
13.12.2
2 025
(643)
Korekty zysku przed opodatkowaniem z tytułu różnic
kursowych zaprezentowane w sprawozdaniu z
przepływów pieniężnych
(738)
(178)
zrealizowane różnice kursowe dotyczące działalności inwestycyjnej i finansowej
(109)
(248)
niezrealizowane różnice kursowe dotyczące działalności inwestycyjnej i finansowej
(582)
116
różnice kursowe od środków pieniężnych
(47)
(46)
Różnice kursowe dotyczące działalności operacyjnej nie korygujące
zysku przed opodatkowaniem
1 287
(821)
15.2. Odsetki netto
NOTA
2023
2022
(dane
przekształcone)
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
929
(492)
Korekty zysku przed opodatkowaniem z tytułu odsetek zaprezentowane w sprawozdaniu z
przepływów pieniężnych
250
698
otrzymane odsetki dotyczące działalności inwestycyjnej
(190)
(44)
zapłacone odsetki dotyczące działalności finansowej
1 048
864
naliczone odsetki dotyczące działalności inwestycyjnej i finansowej
(608)
(122)
Odsetki netto dotyczące działalności operacyjnej nie korygujące zysku przed opodatkowaniem
(1 179)
(206)
15.3. (Zysk)/Strata na działalności inwestycyjnej
2023
2022
(dane
przekształcone)
Utworzenie/(odwrócenie) odpisów aktualizujących wartość rzeczowych aktywów trwałych, wartości
niematerialnych i pozostałych składników majątku trwałego
13.10,
13.11
16 215
6 044
Zysk z tytułu okazyjnego nabycia
13.10,
13.11
(11)
(15 187)
Zbycie 30% udziałów w Rafinerii Gdańskiej
13.11
-
119
Pozostałe
56
111
16 260
(8 913)
15.4. Zmiana stanu rezerw
2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
Zmiana stanu rezerw zaprezentowana w sprawozdaniu z sytuacji finansowej
585
12 941
Wykorzystanie rezerwy na emisje CO₂, certyfikaty energetyczne z roku poprzedniego
10 801
6 127
Połączenie jednostek
(1 772)
(9 064)
Zwiększenia/(Zmniejszenia) rezerwy środowiskowej na rzeczowe aktywa trwałe
(270)
(561)
Zyski i straty aktuarialne
(214)
61
Różnice kursowe
550
(102)
Pozostałe
(13)
46
Zmiana stanu rezerw w sprawozdaniu z przepływów pieniężnych
9 667
9 448
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
108 / 147
15.5. Pozostałe korekty
2023
2022
(dane
przekształcone)
Rozliczenie dotacji
(4 426)
(2 956)
Depozyty zabezpieczające
8 611
4 665
Instrumenty pochodne
(16 359)
325
Zmiana stanu zobowiązań z tytułu kontraktów wycenionych na moment rozliczenia
połączenia jednostek
(8 466)
(2 288)
Zmiana stanu zobowiązań z tytułu umów z klientami oraz zobowiązań z tytułu zwrotu
wynagrodzenia
(844)
(3 260)
Zmiana stanu przychodów przyszłych okresów
(254)
274
Pozostałe
140
124
(21 598)
(3 116)
15.6. Podatek dochodowy (zapłacony)
NOTA
2023
2022
(dane
przekształcone)
Podatek dochodowy od zysku przed opodatkowaniem
13.14.1.
(9 587)
(8 012)
Zmiana stanu aktywów i zobowiązań z tytułu podatku odroczonego
13.14.2
3 061
4 943
Zmiana stanu należności i zobowiązań z tytułu podatku dochodowego
(12 653)
12 841
Podatek odroczony ujęty w innych całkowitych dochodach
13.14.2
411
(1 378)
Połączenie jednostek
193
(13 897)
Inwestycyjna ulga podatkowa
(42)
(51)
Podatek odroczony Rafineria Gdańska, której aktywa netto zostały sklasyfikowanej jako przeznaczone
do sprzedaży na dzień połączenia z Grupą LOTOS
-
79
Różnice kursowe
2 019
422
(16 598)
(5 053)
15.7. Wpływy ze sprzedaży akcji/udziałów w związku z realizacją Środków Zaradczych oraz zbycie 30% udziałów w
Rafinerii Gdańskiej
2023
2022
(dane
przekształcone)
Wpływy ze sprzedaży akcji/udziałów w związku z realizacją Środków Zaradczych
340
3 505
Zbycie 30% udziałów w Rafinerii Gdańskiej
-
1 074
340
4 579
15.8. Dywidendy
NOTA
2023
2022
Dywidendy wypłacone
akcjonariuszom jednostki dominującej
14.9.6
(6 385)
(1 497)
akcjonariuszom niekontrolującym
-
(3)
(6 385)
(1 500)
15.9. Nabycie akcji i udziałów pomniejszone o środki pieniężne
2023
2022
Zapłacone zaliczki na nabycie udziałów przez spółkę Energa Wytwarzanie
(133)
-
Normbenz
(14)
(459)
Remaq
32
(289)
Farmy wiatrowe Ujazd, Dobrzyca, Dominowo
(2 215)
-
Farmy wiatrowe w Wielkopolsce i na Pomorzu Zachodnim
(300)
-
Pozostałe
(27)
-
(2 657)
(748)
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
109 / 147
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 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, natomiast nieefektywną część ujmuje w wyniku finansowym. Dodatkowo (w przypadku zabezpieczenia ryzyka walutowego –
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
110 / 147
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, oddzielny składnik kapitału własnego związany z pozycją
zabezpieczaną (kapitał z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń ) koryguje się o niższą z kwot (w wartościach bezwzględnych): a) skumulowane
od momentu ustanowienia zabezpieczenia zyski lub straty na instrumencie zabezpieczającym, oraz b) skumulowaną od momentu ustanowienia
zabezpieczenia zmianę wartości godziwej (bieżącej) pozycji zabezpieczanej, Część zysków lub strat związanych z instrumentem zabezpieczającym, która
stanowi efektywne zabezpieczenie z tytułu zabezpieczanego ryzyka (tj. część, która kompensuje się ze zmianą kapitału z tytułu stosowania rachunkowości
zabezpieczeń ), Grupa ujmuje w innych całkowitych dochodach. Dodatkowo, w przypadku zabezpieczenia ryzyka walutowego ,gdy Grupa oddziela
element terminowy (forward) od elementu bieżącego (spot) kontraktu forward i wyznacza jedynie element bieżący (spot) jako instrument zabezpieczający,
wtedy w odniesieniu do elementu terminowego ujmuje zmiany wartości elementu terminowego w odrębnym składniku kapitału – koszcie zabezpieczenia.
Nieefektywną część zysków lub strat związanych z instrumentem zabezpieczającym ujmuje w wyniku finansowym.
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, w odniesieniu do którego stosowana będzie rachunkowość zabezpieczeń wartości godziwej, Grupa wyłącza zyski lub straty z kapitału z
tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń i włącza je do początkowego kosztu nabycia lub do innej wartości księgowej składnika aktywów lub
zobowiązania. W każdym innym przypadku, zyski lub straty przeklasyfikowuje się z kapitału z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń do wyniku
finansowego w tym samym okresie albo w okresach, w których zabezpieczane oczekiwane przyszłe przepływy pieniężne mają wpływ na wynik finansowy.
Jednakże, jeśli Grupa oczekuje, że całość lub część strat ujętych w innych całkowitych dochodach nie będzie odzyskana w przyszłych okresach, ujmuje
w wyniku finansowym kwotę, co do której oczekuje się, że nie będzie odzyskana.
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 odniesieniu do zabezpieczenia ryzyka walutowego, Grupa przeprowadza przeklasyfikowanie kwot zmian elementu terminowego skumulowanych w
odrębnym składniku kapitału własnego – koszcie zabezpieczenia do wyniku finansowego jako korektę wynikającą z przeklasyfikowania w tym samym
okresie lub okresach, w których zabezpieczane oczekiwane przepływy pieniężne wpływają na wynik finansowy.
Grupa zaprzestaje stosowania zasad rachunkowości zabezpieczeń przepływów pieniężnych jeżeli powiązanie (lub jego część) przestaje spełniać kryteria
rachunkowości zabezpieczeń, w tym w szczególności, gdy realizacja pozycji zabezpieczanej przestaje być wysoce prawdopodobna, instrument
zabezpieczający wygasa, zostaje sprzedany, rozwiązany lub wykonany lub następuje zmiana celu zarządzania ryzykiem, a ustanowione powiązanie nie
realizuje nowego celu zarządzania ryzykiem. Jeśli Grupa zaprzestaje stosowania rachunkowości zabezpieczeń w odniesieniu do zabezpieczenia
przepływów pieniężnych, wtedy jeżeli Grupa wciąż oczekuje, że nastąpią zabezpieczane przyszłe przepływy pieniężne, kwota ta pozostaje w pozycji
kapitał z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń, dopóki przyszłe przepływy pieniężne nie nastąpią. Jeżeli Grupa nie oczekuje już, że nastąpią
zabezpieczane przyszłe przepływy pieniężne, przeprowadza natychmiastowe przeklasyfikowanie skumulowanej kwoty z kapitału z tytułu stosowania
rachunkowości zabezpieczeń do wyniku finansowego jako korektę wynikającą z przeklasyfikowania.
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 2023
111 / 147
16.1. Kategorie i klasy instrumentów finansowych
Kategorie instrumentów finansowych
NOTA
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
AKTYWA
Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej
przez inne całkowite dochody
Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej przez inne
całkowite dochody
14.10.1
326
324
Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej
przez wynik finansowy
Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej przez wynik
finansowy
14.10.1
149
361
Dostawy i usługi w ramach limitu faktoringu pełnego
Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej przez wynik
finansowy
14.5.2
1 839
2 302
Instrumenty zabezpieczające przepływy pieniężne
Instrumenty finansowe zabezpieczające
14.10.1
3 001
2 576
Instrumenty pochodne niewyznaczone dla celów
rachunkowości zabezpieczeń
Wyceniane w wartości godziwej przez wynik finansowy
14.10.1
1 287
2 873
Instrumenty pochodne zabezpieczające wartość
godziwą
Wyceniane w wartości godziwej przez wynik finansowy
14.10.1
11
28
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
49 232
63 621
Dostawy i usługi
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.5.2
30 604
28 776
Środki pieniężne
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.6
13 282
21 046
Należności z tytułu rozliczonych
instrumentów pochodnych
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.10.1
286
1 024
Depozyty zabezpieczające
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.10.1
644
9 190
Pożyczki udzielone
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.10.1
1 253
653
Nabyte papiery wartościowe
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.10.1
377
344
Lokaty krótkoterminowe
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.10.1
78
27
Korekta pozycji zabezpieczanej
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.10.1
6
8
Środki pieniężne o ograniczonej możliwości
dysponowania
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.10.1
622
1 110
Pozostałe
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.5.2, 14.10.1
2 080
1 443
55 845
72 085
ZOBOWIĄZANIA
Instrumenty zabezpieczające przepływy pieniężne
Instrumenty finansowe zabezpieczające
14.10.2
442
12 885
Instrumenty pochodne niewyznaczone dla celów
rachunkowości zabezpieczeń
Wyceniane w wartości godziwej przez wynik finansowy
14.10.2
1 590
5 191
Instrumenty pochodne zabezpieczające wartość
godziwą
Wyceniane w wartości godziwej przez wynik finansowy
14.10.2
6
8
Leasing
Wyłączone z zakresu klasyfikacji i wyceny MSSF 9
17.2.1
10 729
9 536
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym
koszcie
44 549
52 469
Dostawy i usługi
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.5.3
17 503
20 391
Zobowiązania do zwrotu wynagrodzenia
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.10.2
31
1 070
Kredyty
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.7
6 684
8 249
Pożyczki
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.7
172
281
Obligacje
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.7
8 311
10 695
Zobowiązania inwestycyjne
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.5.3, 14.10.2
7 006
5 665
Zobowiązania z tytułu rozliczonych
instrumentów pochodnych
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.10.2
352
1 419
Korekta pozycji zabezpieczanej
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.10.2
11
28
Depozyty zabezpieczające
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.10.2
102
28
Niezrealizowane zobowiązanie wobec GAZPROM
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.5.3
2 010
2 249
Pozostałe
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym koszcie
14.5.3, 14.10.2
2 367
2 394
57 316
80 089
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
112 / 147
16.2. Pozycje dochodów, kosztów, zysków lub strat i innych całkowitych dochodów
Kategorie instrumentów finansowych
NOTA
2023
2022
(dane
przekształcone)
Przychody finansowe z tytułu odsetek
1 870
501
od aktywów finansowych wycenianych w
zamortyzowanym koszcie
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
13.12.1
1 870
501
Koszty finansowe z tytułu odsetek
(889)
(975)
od zobowiązań finansowych wycenianych w
zamortyzowanym koszcie
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
13.12.2
(394)
(737)
od leasingu
Wyłączone z zakresu klasyfikacji i wyceny MSSF 9
13.12.2
(495)
(238)
(Strata)/odwrócenie straty z tytułu utraty wartości
instrumentów finansowych
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
13.13
(268)
(323)
Zyski z tytułu instrumentów finansowych
2 820
(3 510)
nadwyżka dodatnich/(ujemnych) różnic kursowych
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
13.12.1
(261)
63
Zobowiązania wyceniane w zamortyzowanym
koszcie
13.12.2
2 286
(706)
rozliczenie i wycena pochodnych instrumentów
finansowych
Wyceniane w wartości godziwej przez
wynik finansowy
13.10, 13.11
13.12.1, 13.12.2
(406)
(2 983)
Instrumenty finansowe zabezpieczające
przepływy pieniężne (część nieefektywna)
13.10, 13.11
738
(334)
Instrumenty finansowe zabezpieczające
(rozliczenie kosztów zabezpieczenia)
13.10, 13.11
463
389
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
Pozostałe przychody i koszty finansowe
Aktywa wyceniane w zamortyzowanym koszcie
13.12.1, 13.12.2
(65)
56
13.10, 13.11
13.12.1, 13.12.2
3 468
(4 251)
pozostałe, niepodlegające MSSF 7
13.12,1 13.12,2
(126)
(107)
Pozostałe przychody i koszty finansowe
13.12.1, 13.12.2
(126)
(107)
Powyższa tabela prezentuje pozycje zysków lub strat, w których ujmowany jest wynik na wycenie i rozliczeniu instrumentów
finansowych.
W 2023 roku i 2022 roku zyski/(straty) z tytułu inwestycji w instrumenty kapitałowe wyceniane w wartości godziwej przez inne
całkowite dochody wyniosły odpowiednio 3 mln PLN i 9 mln PLN.
16.3. Ustalanie wartości godziwej
31/12/2023
NOTA
Wartość
księgowa
Wartość
godziwa
Hierarchia
wartości
godziwej
Poziom 1
Hierarchia
wartości
godziwej
Poziom 2
Hierarchia
wartości
godziwej
Poziom 3
Aktywa finansowe
Aktywa finansowe wyceniane w wartości
godziwej przez inne całkowite dochody
14.10.1
326
326
56
-
270
Aktywa finansowe wyceniane w wartości
godziwej przez wynik finansowy
14.10.1
149
149
-
-
149
Pożyczki udzielone
14.10.1
1 253
1 284
-
1 284
-
Instrumenty pochodne
14.10.1
4 299
4 299
328
3 971
-
Nabyte papiery wartościowe
14.10.1
377
494
95
399
-
6 404
6 552
479
5 654
419
Zobowiązania finansowe
Kredyty
14.7.1
6 684
6 736
-
6 736
-
Pożyczki
14.7.2
172
172
-
172
-
Obligacje
14.7.3
8 311
8 125
6 462
1 663
-
Instrumenty pochodne
14.10.2
2 038
2 038
26
2 012
-
17 205
17 071
6 488
10 583
-
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
113 / 147
31/12/2022
NOTA
Wartość
księgowa
Wartość
godziwa
Hierarchia
wartości
godziwej
Poziom 1
Hierarchia
wartości
godziwej
Poziom 2
(dane
przekształcone)
Hierarchia
wartości
godziwej
Poziom 3
Aktywa finansowe
Aktywa finansowe wyceniane w wartości
godziwej przez inne całkowite dochody
14.10.1
324
324
55
-
269
Aktywa finansowe wyceniane w wartości
godziwej przez wynik finansowy
14.10.1
361
361
-
-
361
Pożyczki udzielone
14.10.1
653
668
-
668
-
Instrumenty pochodne
14.10.1
5 477
5 477
-
5 477
-
Nabyte papiery wartościowe
14.10.1
344
344
-
344
-
7 159
7 174
55
6 489
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
18 084
18 084
-
18 084
-
37 309
36 623
7 596
29 027
-
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, za wyjątkiem wyceny kontraktów futures na zakup CO
2
oraz swapów towarowych zawieranych na giełdzie, dla
których na dzień 31 grudnia 2023 roku wartość godziwa została ustalana bezpośrednio w oparciu o notowania rynkowe tych
instrumentów (Poziom 1).
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 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 2023
114 / 147
Informacja o instrumentach zabezpieczających – struktura terminowa zapadalności
2023
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
71 758 448
16 868 208
-
Średni kurs USD/PLN
4,29
4,40
-
Forwardy walutowe - zabezpieczenie pozycji krótkiej (sprzedaż)
Nominał
EUR
456 000 000
879 000 000
30 000 000
Średni kurs EUR/CZK
27,33
27,79
25,00
Nominał
EUR
575 777 654
1 596 485 879
456 000 000
Średni kurs EUR/PLN
4,73
5,25
5,23
Nominał
EUR
147 703 052
-
-
Średni kurs EUR/USD
1,21
-
Swapy walutowe - zabezpieczenie pozycji krótkiej (sprzedaż)
Nominał
EUR
210 000 000
-
-
Średni kurs EUR/PLN
5,17
-
-
Ryzyko towarowe
Swapy towarowe - zabezpieczenie przyszłych przychodów (sprzedaż)
Olej napędowy
Wolumen
MT
120 000
-
-
Średnia cena
777,99
-
-
Ropa naftowa
Wolumen
BBL
10 891 000
-
-
Średnia cena
77,87
-
-
Gaz ziemny
Wolumen
MWh
12 090 250
684 480
Średnia cena
38,02
26,49
Swap towarowy - zapasy (kupno)
Ropa naftowa
Wolumen
BBL
1 524 000
-
-
Średnia cena
78,00
-
-
Olej napędowy
Wolumen
BBL
80 000
-
-
Średnia cena
775,62
-
-
Gaz ziemny
Wolumen
mmBtu
21 945 000
-
Średnia cena
2,77
-
Futures towarowy - zabezpieczenie ceny uprawnień do emisji CO2 (kupno)
Wolumen
MT
7 239 000
18 000
Średnia cena
70,98
73,50
Zabezpieczenie wartości godziwej
Ryzyko towarowe
Swapy towarowe - zabezpieczenie przyszłych przychodów (kupno)
Ropa naftowa
Wolumen
BBL
948 420
237 020
-
Średnia cena
74,76
71,17
-
Olej opałowy ciężki
Wolumen
MT
1 334
-
-
Średnia cena
397,67
-
-
Olej opałowy lekki
Wolumen
MT
421
-
-
Średnia cena
768,08
-
-
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
115 / 147
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
474 000 000
916 000 000
419 000 000
Średni kurs EUR/CZK
27,26
27,55
27,83
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/PLN
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 CO2 (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
597 640
47 820
-
Średnia cena
74,06
-
-
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
-
Planowana data realizacji zabezpieczanego przepływu pieniężnego i wartości godziwej, która zostanie ujęta w zysku lub
stracie
31/12/2023
31/12/2022
Ekspozycja walutowa operacyjna
2024-2028
2023-2027
Ekspozycja na ryzyko towarowe
2024-2025
2023-2025
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
116 / 147
Skutki rachunkowości zabezpieczeń dla sytuacji finansowej i wyników
2023
Typ powiązania /
rodzaj ryzyka /
typ instrumentu
Kupno (K) /
Sprzedaż
(S)
Strategie zabezpieczające w ramach
zabezpieczenia przepływów pieniężnych
Jednostka
miary
Nominał /
wolumen
31/12/2023
Aktywa
31/12/2023
Zobowiązania
31/12/2023
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
2 628 263
533
1 322
-
1 481
FX_EUR.CZK
S
EUR
1 365 000
000
540
2
(212)
FX_USD.PLN
K
dostawy za zakupy denominowane w walucie obcej lub
indeksowane do kursu waluty obcej
USD
88 626 656
-
31
(14)
FX_EUR.USD
S
sprzedaż produktów denominowanych/indeksowanych w
walutach obcych
EUR
147 703 052
60
-
(343)
SW_EUR.PLN
S
EUR
210 000 000
128
-
75
2 050
33
987
Ryzyko towarowe
Ropa naftowa
S
niedopasowanie czasowe na zakupach ropy /
zabezpieczenie zapasów ponadnormatywnych
BBL
10 891 000
64
15
145
Ropa naftowa
K
BBL
1 524 000
-
7
(32)
Olej napędowy
K
zabezpieczenie zapasów ponadnormatywnych
MT
80 000
-
4
(4)
Olej napędowy
S
zabezpieczenie zapasów ponadnormatywnych
MT
120 000
15
-
28
Uprawnienia do emisji CO2
K
zabezpieczenie ceny zakupu uprawnień do emisji CO2
MT
7 257 000
259
-
281
Gaz ziemny
S
sprzedaż gazu ziemnego po cenach indeksowanych
MWh
12 774 730
604
364
12 368
Gaz ziemny
K
zakup gazu ziemnego po cenach indeksowanych
MWh
-
9
19
(905)
Gaz ziemny
K
zakup gazu ziemnego skroplonego LNG po cenach
indeksowanych
mmBtu
21 945 000
951
409
11 881
3 001
442
12 868
Zabezpieczenie wartości godziwej
Ryzyko towarowe
Ropa naftowa
K
sprzedaż asfaltu w cenie stałej
BBL
1 185 440
11
6
(20)
Olej opałowy ciężki
K
sprzedaż asfaltu w cenie stałej
MT
1 334
-
-
3
Olej opałowy lekki
K
sprzedaż asfaltu w cenie stałej
MT
421
-
-
2
11
6
(15)
3 012
448
12 853
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 2023
117 / 147
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
1 809 000 000
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 CO2
K
zabezpieczenie ceny zakupu uprawnień do emisji CO2
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
645 460
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
Zabezpieczenie przepływów pieniężnych
2023
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
(1 317)
1 006
Przyszłe koszty wytworzenia
628
-
Ryzyko walutowe (USD)
Przyszłe koszty wytworzenia
15
(23)
(674)
983
Ryzyko towarowe
Zapasy
2 372
(381)
Przyszłe przychody ze sprzedaży
(14 721)
2 915
Wartości niematerialne
(280)
259
(12 629)
2 793
(13 303)
3 776
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
118 / 147
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
23
(23)
(6 111)
5 859
(6 231)
5 652
Zabezpieczenie wartości godziwej
2023
Rodzaj ryzyka / typ pozycji
Skumulowana
wartość
korekty
bilansowej z
tytułu wartości
godziwej
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
6
11
Instrumenty
pochodne
oraz pozostałe aktywa
i zobowiązania
15
(15)
-
2022
Rodzaj ryzyka / typ pozycji
Skumulowana
wartość
korekty
bilansowej z
tytułu
wartości
godziwej
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
-
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
119 / 147
Wpływ rachunkowości zabezpieczeń przepływów pieniężnych na sprawozdanie z zysków lub strat i inne całkowite
dochody
2023
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:
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
1 183
-
214
Przychody ze sprzedaży
forwardy walutowe
-
-
(7)
Koszty wytworzenia (operacyjne)
forwardy walutowe
390
1
Pozostałe przychody i koszty operacyjne
470
Pozostałe przychody / koszty
operacyjne
Ryzyko walutowe
(USD/PLN)
forwardy walutowe
(18)
-
(24)
Koszty wytworzenia (operacyjne)
forwardy walutowe
-
-
(392)
Zapasy
forwardy walutowe
4
-
Pozostałe przychody i koszty operacyjne
(7)
Pozostałe przychody / koszty operacyjne
1 559
1
254
Ryzyko towarowe
swapy towarowe
(79)
-
(1 379)
Zapasy
swapy towarowe
1 500
494
3 782
Przychody ze sprzedaży
swapy towarowe
(4 769)
Pozostałe przychody i koszty operacyjne
-
Pozostałe przychody i koszty operacyjne
futures towarowy
282
-
(79)
Wartości niematerialne
(3 066)
494
2 324
(1 507)
495
2 578
W składnikach innych całkowitych dochodów dotyczących kapitału z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń brutto w
kwocie (1 606) mln PLN Grupa ujmuje zyski lub straty w kwocie (1 507) mln PLN ujęte w okresie 12 miesięcy 2023 roku oraz
rozliczone instrumenty zabezpieczające oczekujące na pozycję zabezpieczaną w kwocie (99) mln PLN w tym (71) mln
PLN dotyczące 2023 roku i (28) mln PLN rozliczone z poprzedniego roku.
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:
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
392
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
217
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
5 867
(96)
(706)
6 762
(52)
(489)
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
120 / 147
Uzgodnienie kapitału z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń
2023
Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń w podziale na
Część efektywna
zmiany wartości
godziwej
Część efektywna z
tytułu rozliczenia
instrumentów
Koszt zabezpieczenia
związany z wystąpieniem
transakcji
Razem
Ryzyko walutowe
01/01/2023
(207)
(30)
635
398
Zabezpieczenie przepływów pieniężnych
1 190
(33)
411
1 568
Wpływ wyceny transakcji zabezpieczających (część skuteczna)
989
-
796
1 785
Reklasyfikacja do wyniku finansowego w związku z realizacją pozycji zabezpieczanej, w tym:
201
8
(463)
(254)
reklasyfikacja instrumentów z poprzedniego roku
-
8
(36)
(28)
Instrumenty do rozliczenia
-
(41)
78
37
Rozliczenie części nieefektywnej
-
-
-
-
31/12/2023
983
(63)
1 046
1 966
Ryzyko towarowe
01/01/2023
5 859
31
-
5 890
Zabezpieczenie przepływów pieniężnych
(3 066)
(108)
-
(3 174)
Wpływ wyceny transakcji zabezpieczających (część skuteczna)
4 274
-
n/d
4 274
Reklasyfikacja do wyniku finansowego w związku z realizacją pozycji zabezpieczanej
(2 324)
-
n/d
(2 324)
Reklasyfikacja do wyniku finansowego w związku brakiem realizacji pozycji zabezpieczanej
(4 769)
(2 396)
n/d
(7 165)
Instrumenty do rozliczenia
-
2 288
n/d
2 288
Rozliczenie części nieefektywnej
(247)
-
n/d
(247)
31/12/2023
2 793
(77)
-
2 716
Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń brutto 01/01/2023
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 01/01/2023
4 492
1
512
5 005
Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń brutto 31/12/2023
3 776
(140)
1 046
4 682
Podatek odroczony od rozliczenia i wyceny instrumentów zabezpieczających
(743)
26
(198)
(915)
Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń netto 31/12/2023
3 033
(114)
848
3 767
2022
Kapitał z tytułu stosowania rachunkowości zabezpieczeń w podziale na
Część efektywna
zmiany wartości
godziwej
Część efektywna z tytułu
rozliczenia
instrumentów
Koszt zabezpieczenia
związany z wystąpieniem
transakcji
Razem
Ryzyko walutowe
01/01/2022
(241)
(15)
(248)
(504)
Zabezpieczenie przepływów pieniężnych
34
(15)
883
902
Wpływ wyceny transakcji zabezpieczających (część skuteczna)
(122)
-
1 221
1 099
Reklasyfikacja do wyniku finansowego w związku z realizacją pozycji zabezpieczanej, w tym:
157
15
(389)
(217)
reklasyfikacja instrumentów z poprzedniego roku
-
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
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
121 / 147
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 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 finansowych oraz
sporządza ich projekcję w perspektywie długoterminowej.
Utraty środków
pieniężnych i lokat
Ryzyko upadłości banków krajowych lub zagranicznych, na rachunkach
których są przetrzymywane lub w których lokowane są środki pieniężne, lub
ryzyko niewypłacalności emitentów, których papiery wartościowe zostały
nabyte, będące bilansową ekspozycją posiadanych aktywów finansowych:
środków pieniężnych i ich ekwiwalentów a także krótkoterminowych aktywów
finansowych.
Regularny przegląd wiarygodności
kredytowej banków, emitentów
papierów wartościowych i ich
ratingów oraz wyznaczanie limitów
koncentracji środków.
Zarządzanie w oparciu o zasady zarządzania nadwyżkami
pieniężnymi, które określają możliwości przyznawania limitów
koncentracji dla poszczególnych banków ustalanych na
podstawie m in. ratingów oraz danych sprawozdawczych.
Współpraca głównie z bankami kredytującymi. Ograniczenie
rodzajowe nabywanych papierów wartościowych pod kątem
terminu ich wykupu i podmiotowe pod kątem ryzyka kredytowego
emitenta.
Kredytowe
Ryzyko nieuregulowania należności za dostarczone produkty i usługi przez
kontrahentów, 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 kredytowych i ustanawiania zabezpieczeń.
Strategie zabezpieczające w ramach
rachunkowości zabezpieczeń wykorzystywane w
2023 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 CO2 wynikających z fizycznego zakupu
uprawnień, koniecznych do realizacji obowiązku rozliczenia emisji CO2.
zabezpieczenie przepływów pieniężnych
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
122 / 147
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 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 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
31/12/2023
31/12/2022
Ropa naftowa
bbl
19 804 440
25 671 770
Olej napędowy
t
200 000
140 000
Olej opałowy
t
1 755
67 946
Gaz ziemny Henry Hub
mmBtu
47 640 000
193 500 000
Gaz ziemny TTF
MWh
27 257 697
70 368 957
Marża rafineryjna
bbl
-
9 264 000
Energia elektryczna
MWh
541 200
2 940 032
Gaz ziemny TGE
MWh
28 723
-
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
Założone
odchylenia
Wpływ na wynik
przed
opodatkowaniem
Wpływ na wynik
przed
opodatkowaniem
Wpływ na
kapitał z tytułu
stosowania
rachunkowości
zabezpieczeń
Wpływ na
kapitał z tytułu
stosowania
rachunkowości
zabezpieczeń
2023
2022
2023
2022
2023
2022
2023
2022
Wzrost cen
Wzrost cen
Wzrost cen
Wzrost cen
Wpływ
łączny
Wpływ
łączny
Ropa naftowa USD/bbl;CAD/bbl
32%
47%
-
-
(755)
(1 793)
(755)
(1 793)
Olej napędowy USD/t
36%
56%
21
9
(38)
(146)
(17)
(137)
Olej opałowy USD/t
37%
53%
-
13
1
23
1
36
Gaz ziemny Henry Hub
USD/mmBtu
70%
99%
155
-
157
3 224
312
3 224
Gaz ziemny TTF EUR/MWh
101%
143%
(1 130)
58
(1 830)
(22 544)
(2 960)
(22 486)
Gaz ziemny TGE PLN/MWh
86%
-
(2)
-
-
-
(2)
-
Marża rafineryjna USD/bbl
-
47% / 56%
-
(635)
-
-
-
(635)
Energia elektryczna PLN/MWh
44%
99%
(7)
(175)
-
-
(7)
(175)
(963)
(730)
(2 465)
(21 236)
(3 428)
(21 966)
2023
2022
Spadek cen
Spadek cen
Spadek cen
Spadek cen
Wpływ
łączny
Wpływ
łączny
Gaz ziemny TTF EUR/MWh
-89%
-95%
995
-
1 612
-
2 607
-
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 +101% skalkulowane jest na podstawie zmienności historycznej w 2023 roku natomiast
-89% to procentowo najniższa historyczna cena produktu w okresie ostatnich 3 lat w stosunku do cen z końca 2023 roku.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
123 / 147
Modyfikacja symetrycznej zmiany wynika z ponadnormatywnych zmian cen gazu na rynkach światowych spowodowanych sytuacją
geopolityczną na świecie.
Odchylenia cen pozostałych produktów skalkulowano na podstawie ich zmienności historycznej w 2023 roku.
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 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 CO2
Okres rozliczenia
transakcji
Liczba uprawnień w
tonach
Wycena w wartości
godziwej
31/12/2023
(mln PLN)
Wycena w wartości
godziwej
31/12/2023
(mln PLN)
31/12/2023
31/12/2023
Aktywa finansowe
Zobowiązania
finansowe
Portfel „transakcyjny” CO2 objęty
rachunkowością zabezpieczeń*
2024-2025
7 257 000
259
-
* Grupa stosuje rachunkowość zabezpieczeń w odniesieniu do zakupów CO
2
od 1 lipca 2022 roku
Otwarte kontrakty terminowe na zakup
uprawnień do emisji CO2
Okres rozliczenia
transakcji
Liczba uprawnień w
tonach
Wycena w wartości
godziwej
31/12/2022
(mln PLN)
Wycena w wartości
godziwej
31/12/2022
(mln PLN)
31/12/2022
31/12/2022
Aktywa finansowe
Zobowiązania
finansowe
Portfel „transakcyjny” CO2
2023-2025
1 657 000
153
4
Portfel „transakcyjny” CO2 objęty
rachunkowością zabezpieczeń*
2023-2024
2 374 000
20
42
Portfel „własny” CO2
2023-2024
3 738 000
nie podlega wycenie na
dzień bilansowy
nie podlega wycenie
na dzień bilansowy
Dodatkowe informacje w zakresie wyceny kontraktów terminowych CO
2
portfela transakcyjnego zostały przedstawione w nocie
13.10 i 13.11.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
124 / 147
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
Założone
odchylenia
Wpływ na wynik
przed
opodatkowaniem
Wpływ na wynik
przed
opodatkowaniem
Wpływ na
kapitał z tytułu
stosowania
rachunkowości
zabezpieczeń *
Wpływ na
kapitał z tytułu
stosowania
rachunkowości
zabezpieczeń *
2023
2022
2023
2022
2023
2022
2023
2022
wzrost cen
wzrost cen
wzrost cen
wzrost cen
Razem
Razem
Portfel „transakcyjny”
CO2
32%
54%
-
346
800
490
800
836
* Grupa stosuje rachunkowość zabezpieczeń w odniesieniu do zakupów CO
2
od 1 lipca 2022 roku
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 2023 roku.
Wartość księgowa netto instrumentów pochodnych z rachunkowością zabezpieczeń i bez rachunkowości zabezpieczeń
zabezpieczających ryzyka towarowe opisane w punktach 16.5.1.1 i 16.5.1.2 na dzień 31 grudnia 2023 roku oraz na dzień 31 grudnia
2022 roku wyniosła odpowiednio 250 mln PLN oraz 3 528 mln PLN.
16.5.2. Ryzyko zmian kursów walutowych
Struktura walutowa instrumentów finansowych
2023
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
-
-
-
1
-
-
4
Dostawy i usługi
954
362
5 693
20
-
66
6 700
Instrumenty pochodne
926
28
7
-
-
-
4 139
Środki pieniężne
529
423
12 235
1
961
340
6 832
Należności z tytułu rozliczonych
instrumentów pochodnych
-
49
-
-
-
-
193
Depozyty zabezpieczające
108
4
27
-
-
-
492
Korekta pozycji zabezpieczanej
-
1
-
-
-
-
6
Dostawy i usługi w ramach limitu faktoringu pełnego
10
-
2 823
-
-
-
541
Środki pieniężne o ograniczonej możliwości dysponowania
-
-
1 346
-
-
-
237
Pozostałe
211
74
32
8
1 402
-
1 786
2 738
941
22 163
30
2 363
406
20 930
Zobowiązania finansowe
Kredyty
495
79
2
17
-
1
2 515
Obligacje
1 427
26
-
-
-
-
6 307
Leasing
432
626
2 651
1
39
27
4 848
Dostawy i usługi
743
1 847
6 671
19
500
101
12 029
Zobowiązania inwestycyjne
772
58
2 072
28
745
-
4 324
Instrumenty pochodne
440
28
4
-
-
-
2 024
Zobowiązania z tytułu rozliczonych
instrumentów pochodnych
73
9
-
-
-
-
352
Korekta pozycji zabezpieczanej
-
3
-
-
-
-
11
Depozyty zabezpieczające
-
-
-
-
-
101
102
Niezrealizowane zobowiązanie wobec GAZPROM
-
511
-
-
-
-
2 010
Pozostałe
12
106
1 017
-
313
9
772
4 394
3 293
12 417
65
1 597
239
35 294
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
125 / 147
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
793
288
-
-
-
-
4 990
Środki pieniężne
1 302
594
17 553
-
3 045
682
14 169
Należności z tytułu rozliczonych
instrumentów pochodnych
177
36
-
-
-
-
988
Depozyty zabezpieczające
869
1 092
27
-
-
-
8 887
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
-
585
Pozostałe
12
30
69
7
744
-
556
4 247
2 512
26 585
37
5 141
706
39 235
Zobowiązania finansowe
Kredyty
553
166
2
2
-
20
3 349
Obligacje
1 807
49
-
-
-
-
8 690
Leasing
650
82
2 886
1
31
16
4 004
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
3 780
44
57
-
-
-
17 929
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
8 745
2 984
9 484
48
904
162
56 709
Analiza wrażliwości na zmiany kursów walutowych
2023
EUR / PLN
USD / PLN
CZK / PLN
CAD / PLN
NOK / PLN
Razem
2023
2023
2023
2023
2023
2023
odchylenie kursów +15%
Wpływ na wynik przed opodatkowaniem (A)
(1 577)
(740)
(104)
(16)
311
(2 126)
Wpływ na kapitał z tytułu stosowania rachunkowości
zabezpieczeń (B)
(882)
57
-
-
-
(825)
Wpływ na kapitał z tytułu różnic kursowych z przeliczenia
jednostek działających za granicą ( C )
396
(736)
250
1
(267)
(356)
Wpływ łączny (A+B+C)
(2 063)
(1 419)
146
(15)
44
(3 307)
Wrażliwość inwestycji netto w podmioty zagraniczne z
uwzględnieniem rachunkowości zabezpieczeń (D)
168
397
2 257
223
438
3 483
Łączny wpływ na rachunek zysków lub strat i inne
całkowite dochody (A+B+D)
(2 291)
(286)
2 153
207
749
532
2022
EUR / PLN
USD / PLN
CZK / PLN
CAD / PLN
NOK / PLN
Razem
2022
(dane
przekształcone)
2022
2022
2022
2022
(dane
przekształcone)
2022
(dane
przekształcone)
odchylenie kursów +15%
Wpływ na wynik przed opodatkowaniem (A)
(3 009)
(1 098)
(60)
(8)
(127)
(4 302)
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 )
416
(114)
462
2
154
920
Wpływ łączny (A+B+C)
(3 066)
(1 179)
402
(6)
27
(3 822)
Wrażliwość inwestycji netto w podmioty zagraniczne z
uwzględnieniem rachunkowości zabezpieczeń (D)
183
214
2 343
354
495
3 589
Łączny wpływ na rachunek zysków lub strat i inne
całkowite dochody (A+B+D)
(3 299)
(851)
2 283
346
368
(1 153)
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 2023 i 2022 roku.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
126 / 147
Wpływ odchyleń kursów walut na wartość godziwą instrumentów pochodnych oszacowano przy niezmiennych poziomach stóp
procentowych.
16.5.3. Ryzyko zmian stóp procentowych
Struktura instrumentów finansowych narażonych na ryzyko zmiany stóp procentowych na dzień 31 grudnia 2023 roku
Klasy instrumentów finansowych
NOTA
WIBOR
EURIBOR
SOFR
PRIBOR
CDOR
BUBOR/HUF
Razem
Aktywa finansowe
Instrumenty pochodne
14.10.1
160
3 687
110
3
-
-
3 800
160
3 687
110
3
-
-
3 800
Zobowiązania finansowe
Kredyty
14.7.1
3 726
1 024
310
-
49
1
5 110
Pożyczki
14.7.2
172
-
-
-
-
-
172
Obligacje
14.7.3
1 000
-
104
-
-
-
1 104
Instrumenty pochodne
14.10.2
14
1 596
110
1
-
-
1 707
4 912
2 620
524
1
49
1
8 093
Struktura instrumentów finansowych narażonych na ryzyko zmiany stóp procentowych na dzień 31 grudnia 2022 roku
Klasy instrumentów finansowych
NOTA
WIBOR
EURIBOR
(dane
przekształcone)
SOFR
PRIBOR
CDOR
BUBOR/HUF
Razem
(dane
przekształcone)
Aktywa finansowe
Instrumenty pochodne
14.10.1
487
3 053
1 268
2
-
-
4 323
487
3 053
1 268
2
-
-
4 323
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
17 505
194
11
-
-
17 710
6 340
20 098
1 140
11
6
20
27 460
Na dzień 31 grudnia 2023 roku i na dzień 31 grudnia 2022 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 286 mln PLN i 428 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
Założone
odchylenia
Wpływ na wynik
przed
opodatkowaniem
Wpływ na wynik
przed
opodatkowaniem
Wpływ na kapitał z
tytułu stosowania
rachunkowości
zabezpieczeń
Wpływ na kapitał
z tytułu
stosowania
rachunkowości
zabezpieczeń
31/12/2023
31/12/2022
2023
2022
2023
2022
2023
2022
WIBOR
+1,0 p.p.
+0,5 p.p.
(44)
(82)
(1)
(72)
(45)
(154)
SOFR/LIBOR USD
+1,5 p.p.
+0,5 p.p.
(6)
(6)
(6)
(106)
(12)
(112)
EURIBOR
+4,0 p.p.
+0,5 p.p.
(98)
(60)
627
(328)
529
(388)
(148)
(148)
620
(506)
472
(654)
WIBOR
-1,0 p.p.
-0,5 p.p.
46
86
1
81
47
167
SOFR/LIBOR USD
-1,5 p.p.
-0,5 p.p.
7
13
6
39
13
52
EURIBOR
-4,0 p.p.
-0,5 p.p.
32
2
(766)
838
(734)
840
85
101
(759)
958
(674)
1 059
Powyższe odchylenia stóp procentowych skalkulowano na podstawie obserwacji średnich wahań stóp procentowych w 2023 i
2022 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.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
127 / 147
16.5.4. Ryzyko płynności i kredytowe
Ryzyko płynności
Analiza wymagalności zobowiązań finansowych na dzień 31 grudnia 2023 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
4 533
557
356
1 695
7 141
6 684
Pożyczki - wartość niezdyskontowana
14.7.2
62
64
68
-
194
172
Obligacje
14.7.3
381
1 488
4 387
3 455
9 711
8 311
o zmiennym oprocentowaniu – wartość
niezdyskontowana
68
1 068
-
-
1 136
1 104
o stałym oprocentowaniu – wartość
niezdyskontowana
313
420
4 387
3 455
8 575
7 207
Dostawy i usługi
14.5.3
17 503
-
-
-
17 503
17 503
Zobowiązania inwestycyjne
14.5.3, 14.10.2
6 937
15
14
40
7 006
7 006
Instrumenty pochodne - wartość
niezdyskontowana
14.10.2
1 807
244
3
3
2 057
2 038
wymiana środków pieniężnych brutto, w tym:
1 094
150
3
3
1 250
1 249
forwardy walutowe
14.10.2
58
1
3
-
62
61
forward towarowy (energia elektryczna)
229
46
-
-
275
275
forwardy towarowe (gaz ziemny)
193
13
-
-
206
206
swapy procentowe
-
-
-
3
3
3
futures towarowy (energia elektryczna)
30
7
-
-
37
37
futures towarowy (gaz ziemny)
584
83
-
-
667
667
wymiana środków pieniężnych netto, w tym:
713
94
-
-
807
789
forwardy walutowe
14.10.2
25
7
-
-
32
30
swapy procentowe
14.10
-
1
-
-
1
1
swapy towarowe
14.10.2
688
86
-
-
774
758
Zobowiązania z tytułu rozliczonych
instrumentów pochodnych
14.10.2
352
-
-
-
352
352
Korekta pozycji zabezpieczanej
14.10.2
8
3
-
-
11
11
Depozyty zabezpieczające
102
-
-
-
102
102
Niezrealizowane zobowiązanie wobec
GAZPROM
14.10.2
2 010
-
-
-
2 010
2 010
Pozostałe
14.5.3, 14.10.2
2 226
56
9
107
2 398
2 398
35 921
2 427
4 837
5 300
48 485
46 587
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
20 391
-
-
-
20 391
20 391
Zobowiązania inwestycyjne
14.5.3, 14.10.2
5 581
22
15
47
5 665
5 665
Instrumenty pochodne - wartość
niezdyskontowana
14.10.2
13 498
4 933
63
-
18 494
18 084
wymiana środków pieniężnych brutto, w tym:
1 890
198
-
-
2 088
2 080
forwardy walutowe
14.10.2
84
32
-
-
116
109
forward towarowy (kontrakty terminowe CO2)
44
4
-
-
48
47
forward towarowy (energia elektryczna)
145
-
-
-
145
145
forwardy towarowe (gaz ziemny)
1 141
49
-
-
1 190
1 190
futures towarowy (energia elektryczna)
40
-
-
-
40
40
futures towarowy (gaz ziemny)
436
113
-
-
549
549
wymiana środków pieniężnych netto, w tym:
11 608
4 735
63
-
16 406
16 004
forwardy walutowe
14.10.2
73
253
63
-
389
342
forward towarowy (energia elektryczna)
-
26
-
-
26
26
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
14.10.2
28
-
-
-
28
28
Niezrealizowane zobowiązanie wobec
GAZPROM
14.10.2
2 249
-
-
-
2 249
2 249
Pozostałe
14.5.3, 14.10.2
3 290
89
10
75
3 464
3 464
53 804
10 880
3 005
5 598
73 287
70 553
(dane przekształcone)
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.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
128 / 147
Grupa narażona jest na ryzyko płynności wynikające z relacji aktywów obrotowych do zobowiązań krótkoterminowych. Na dzień
31 grudnia 2023 roku i 31 grudnia 2022 roku wskaźnik płynności bieżącej wyniósł odpowiednio 1,3 i 1,1.
Celem procesu zarządzania ryzykiem płynności finansowej jest zapewnienie bezpieczeństwa i stabilizacji finansowej Grupy, w
krótkim i długim terminie a podstawowym narzędziem ograniczającym powyższe ryzyko jest bieżący przegląd dopasowania
terminów zapadalności aktywów i wymagalności pasywów a także zapewnienie dostępności instrumentów finansowych, które
mogą wspierać płynność Grupy. Dodatkowo Grupa prowadzi politykę dywersyfikacji źródeł finansowania oraz wykorzystuje
dostępne narzędzia o różnej charakterystyce 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 2023 roku funkcjonowały trzy systemy cash-pool zarządzane przez
ORLEN obejmujące łącznie 96 spółek Grupy.
W ramach obsługi płynności Grupa dysponowała w 2023 roku czynnymi umowami faktoringu pełnego (bez regresu),
umożliwiającymi pozyskanie dodatkowych środków w okresach przejściowego, zwiększonego zapotrzebowania. Dodatkowe
informacje o wartości należności handlowych możliwych do wykorzystania w ramach obowiązujących limitów zaprezentowane
zostały w nocie 14.5.2.
Zarządzając płynnością Grupa może emitować obligacje w ramach ustanowionych programów, jak również nabywać obligacje
emitowane przez spółki z Grupy. Dodatkowe informacje o obligacjach znajdują się 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 2023 roku: 19%, 13% oraz 12% całego salda
środków pieniężnych. W ciągu 2023 roku Grupa inwestowała nadwyżki środków pieniężnych głównie w lokaty bankowe oraz
obligacje emitowane przez Skarb Państwa lub podmioty z sektora finansowego z udziałem Skarbu Państwa. 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. W przypadku doboru instrumentów obligacyjnych brane są pod uwagę limity koncentracji
oraz warunki brzegowe dopuszczonych do zakupu papierów (emitent, termin wykupu). Wartość oczekiwanej straty kredytowej
(ECL) z tytułu zawartych w Grupie na dzień 31 grudnia 2023 lokat terminowych i obligacji była niematerialna.
Na 31 grudnia 2023 roku i 31 grudnia 2022 roku maksymalne możliwe zadłużenie z tytułu zawartych umów kredytowych i pożyczek
wynosiło odpowiednio 32 829 mln PLN i 51 860 mln PLN. Do wykorzystania na 31 grudnia 2023 roku oraz 31 grudnia 2022 roku
pozostało odpowiednio 25 698 mln PLN i 43 314 mln PLN.
Spadek wartości maksymalnego możliwego zadłużenia Grupy oraz otwartych linii kredytowych wynika głównie ze zmian w
umowach kredytowych ORLEN w trakcie roku 2023, które na dzień 31 grudnia 2023 roku obejmują w szczególności zakończenie
finansowań:
- w Pekao S.A. w kwocie 9 600 mln PLN, gwarantowane przez Skarb Państwa, finansowanie było przeznaczone na
zabezpieczenie ciągłości dostaw paliwa gazowego do odbiorców;
- w BGK w kwocie 4 800 mln PLN, gwarantowane przez Skarb Państwa, finansowanie było przeznaczone na zabezpieczenie
ciągłości dostaw paliwa gazowego do odbiorców;
- kredytów konsorcjalnych w kwocie 335 mln EUR oraz 220 mln USD, co na dzień 31 grudnia 2023 roku odpowiada łącznej
kwocie 2 323 mln PLN,
- kredytów SMBC w łącznej kwocie 470 mln EUR co na dzień 31 grudnia 2023 roku odpowiada kwocie 2 044 mln PLN,
- kredytu ICBC w kwocie 120 mln EUR co na dzień 31 grudnia odpowiada kwocie 522 mln PLN.
Kwota gwarancji dotyczących zobowiązań wobec osób trzecich wystawionych w toku bieżącej działalności na dzień 31
grudnia 2023 roku oraz na dzień 31 grudnia 2022 roku wyniosła odpowiednio 5 007 mln PLN oraz 780 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 2023 roku i na dzień 31 grudnia 2022 roku odpowiednio 19 526 mln PLN oraz 31 632 mln PLN. Dotyczyły one głównie
zabezpieczenia zobowiązań wynikających z prowadzonej działalności operacyjnej spółek PGNiG Supply&Trading GmbH, PGNiG
Upstream Norway AS, ORLEN Trading Switzerland GmbH, PST LNG SHIPPING LIMITED w łącznej w wysokości 9 124 mln
PLN, oraz przyszłych zobowiązań spółek Grupy wynikających z emisji obligacji w łącznej wysokości 5 795 mln PLN, a także
terminowego regulowania innych zobowiązań przez jednostki zależne.
W oparciu o analizy i prognozy Grupa określiła na koniec okresu sprawozdawczego prawdopodobieństwo realizacji zobowiązań
warunkowych wynikających z 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 i/lub aktualnego raportu z wywiadowni gospodarczych oraz w oparciu o
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
129 / 147
dotychczasową historię współpracy, a następnie określa limity kredytowe i w uzasadnionych przypadkach ustanawia odpowiednie
zabezpieczenia. Grupa ma również możliwość dokonywania kompensaty wzajemnych wierzytelności oraz stosuje rozwiązanie w
postaci faktoringu odwrotnego. W celu okresowej weryfikacji finansowej kontrahentów, limity kredytowe, w miarę możliwości,
nadawane są na okresy do 1 roku. 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 2023 roku oraz na dzień 31 grudnia 2022 roku
otrzymała gwarancje bankowe i ubezpieczeniowe w wysokości odpowiednio 8 739 mln PLN oraz 7 595 mln PLN.
W efekcie powyższych działań ograniczone zostaje ryzyko zawarcia transakcji z odroczonym terminem płatności obciążonej
nadmiernym 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
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 2023
130 / 147
17. POZOSTAŁE NOTY OBJAŚNIAJĄCE
17.1. Posiadane koncesje
Grupa prowadzi działalność gospodarczą, która ze względu na interes publiczny wymaga posiadania koncesji.
31/12/2023
Okresy pozostałe do wygaśnięcia
koncesji (w latach)
Energia cieplna: wytwarzanie, przesyłanie, dystrybucja, obrót
2-7
Gaz ziemny: dystrybucja, obrót w kraju i zagranicą
2-8
Paliwa ciekłe: wytwarzanie, przesyłanie, magazynowanie, przeładunek, obrót w kraju i zagranicą
2-8
Energia elektryczna: wytwarzanie, dystrybucja, obrót
2-19
Bezzbiornikowe magazynowanie ropy naftowej i paliw płynnych
6
Złoża soli kamiennej: eksploatacja
9
Poszukiwanie i rozpoznanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego, wydobywanie ropy naftowej i gazu ziemnego
9-36
Eksploatacja gazu ziemnego
27
Eksploatacja ropy naftowej
27
Podziemne magazynowanie gazu
34
Ochrona osób i mienia
bezterminowo
Na dzień 31 grudnia 2023 i 31 grudnia 2022 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 2023
131 / 147
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.
Grupa uznaje umowy dotyczące prawa do korzystania z podziemnych części gruntu, jak również umowy dotyczące służebności przesyłu za
umowy leasingu. Ponoszone koszty niezbędne do rozpoczęcia korzystania ze służebności zwiększają wartość prawa do użytkowania.
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 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 2023
132 / 147
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:
- wartości godziwej bazowego składnika aktywów oraz
- 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 2023
133 / 147
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
01/01/2023
(dane przekształcone)
Wartość księgowa brutto
8 003
2 943
281
3 588
14 815
Skumulowane umorzenie
(410)
(684)
(66)
(895)
(2 055)
Odpisy aktualizujące
(65)
(74)
(1)
(182)
(322)
7 528
2 185
214
2 511
12 438
zwiększenia/(zmniejszenia) netto
220
18
(79)
889
1 048
Nowe umowy leasingu, zwiększenie wynagrodzenia
leasingowego
528
473
20
2 080
3 101
Amortyzacja
(260)
(289)
(89)
(823)
(1 461)
Odpisy aktualizujące netto
(2)
5
-
(74)
(71)
Połączenie jednostek
39
14
-
1
54
Różnice kursowe
(17)
(76)
(8)
(225)
(326)
różnice kursowe dotyczące odpisów aktualizujących
2
1
-
4
7
Pozostałe
(68)
(109)
(2)
(70)
(249)
7 748
2 203
135
3 400
13 486
Wartość księgowa netto na
31/12/2023
Wartość księgowa brutto
8 470
3 191
212
5 129
17 002
Skumulowane umorzenie
(657)
(920)
(76)
(1 477)
(3 130)
Odpisy aktualizujące
(65)
(68)
(1)
(252)
(386)
7 748
2 203
135
3 400
13 486
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
4 777
300
132
1 643
6 852
Nowe umowy leasingu, zwiększenie wynagrodzenia
leasingowego
372
492
16
1 092
1 972
Amortyzacja
(141)
(230)
(32)
(445)
(848)
Odpisy aktualizujące netto
(21)
(58)
1
(179)
(257)
Połączenie jednostek
4 293
142
148
1 249
5 832
Rozpoznanie wspólnego działania w Rafinerii
Gdańskiej na moment początkowego ujęcia
274
-
-
1
275
Pozostałe
-
(46)
(1)
(75)
(122)
Wartość księgowa netto na
31/12/2022
7 528
2 185
214
2 511
12 438
(dane przekształcone)
Łączna wartość wydatków z tytułu umów leasingowych, zaprezentowanych w działalności finansowej i operacyjnej w sprawozdaniu
z przepływów pieniężnych w roku 2023 i 2022 wyniosła odpowiednio (2 320) mln PLN i (1 400) mln PLN.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
134 / 147
Analiza wymagalności zobowiązań z tytułu leasingu
31/12/2023
31/12/2022
(dane
przekształcone)
do jednego roku
1 386
1 405
od 1 roku do 2 lat
1 945
2 749
od 2 lat do 3 lat
979
808
od 3 lat do 4 lat
835
670
od 4 lat do 5 lat
727
571
powyżej 5 lat
11 005
10 296
16 877
16 499
Dyskonto
(6 148)
(6 963)
10 729
9 536
Kwoty z tytułu umów leasingu ujęte w sprawozdaniu z zysku lub strat i innych całkowitych dochodów
2023
2022
Koszty z tytułu:
(998)
(547)
odsetek z tytułu leasingu
Koszty finansowe
(495)
(238)
leasingu krótkoterminowego
Koszty według rodzaju: Usługi Obce
(339)
(229)
leasingu aktywów o niskiej wartości niebędący
leasingiem krótkoterminowym
Koszty według rodzaju: Usługi Obce
(10)
(7)
zmiennych opłat leasingowych nieujętych w wycenie
zobowiązań leasingowych
Koszty według rodzaju: Usługi Obce
(154)
(73)
17.2.2. Grupa jako leasingodawca
Leasing operacyjny
Analiza wymagalności opłat leasingowych w leasingu operacyjnym
31/12/2023
31/12/2022
do jednego roku
123
121
od 1 roku do 2 lat
47
41
od 2 lat do 3 lat
45
36
od 3 lat do 4 lat
41
36
od 4 lat do 5 lat
40
33
powyżej 5 lat
359
345
655
612
Na dzień 31 grudnia 2023 roku i na dzień 31 grudnia 2022 roku wartość księgowa netto rzeczowych aktywów trwałych Grupy
oddanych innym podmiotom do użytkowania na podstawie umowy leasingu operacyjnego wyniosła odpowiednio 221 mln PLN i
394 mln PLN i dotyczyła głównie budynków i budowli (odpowiednio 154 mln PLN i 273 mln PLN) oraz gruntów, w tym gruntów
własnych i prawa wieczystego użytkowania gruntów wykazywanych w kategorii aktywa z tytułu praw do użytkowania
(odpowiednio 61 mln PLN i 99 mln PLN).
Przychody z tytułu leasingu operacyjnego w 2023 roku i w 2022 wyniosły odpowiednio 421 mln PLN i 350 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 2023 roku oraz w 2022
roku wynosiła odpowiednio 32 614 mln PLN i 19 629 mln PLN, w tym nakłady na inwestycje związane z ochroną środowiska
odpowiednio 2 374 mln PLN i 847 mln PLN.
Na dzień 31 grudnia 2023 roku i na dzień 31 grudnia 2022 roku wartość przyszłych zobowiązań z tytułu podpisanych do tego dnia
kontraktów inwestycyjnych wyniosła odpowiednio 27 600 mln PLN i 27 247 mln PLN.
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 2023
135 / 147
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 ORLEN i Grupy ORLEN za wcześniejsze okresy
sprawozdawcze, na początku 2020 roku PERN S.A. (dalej PERN) poinformował po raz pierwszy 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.
Dodatkowo, na dzień 31 grudnia 2021 roku PERN wskazał niedobór w ilości zapasu ropy naftowej ORLEN dostarczanej drogą
morską poprzez Bazę Manipulacyjną PERN-u w Gdańsku wprowadzając jednostronną korektę salda zapasu ropy REBCO.
PERN stał na stanowisku, że przyczyną zmiany stanu zapasów operacyjnych były różnice metodologii obliczania ilości ropy
naftowej typu REBCO dostarczanej przez park zbiornikowy w Adamowie oraz ropy dostarczanej drogą morską.
ORLEN nie zgadzał się ze stanowiskiem PERN, ponieważ w jego ocenie pozostawało ono bezpodstawne, nieudowodnione i
niezgodne z umowami wiążącymi ORLEN oraz PERN, a 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 ORLEN była prawidłowa i nie była nigdy wcześniej kwestionowana.
W związku z ujawnieniem przez PERN ubytku ropy naftowej należącej do ORLEN i przechowywanej przez PERN, ORLEN wystawił
notę obciążeniową i skierował w dniu 24 lipca 2020 roku do PERN wezwanie do zapłaty odszkodowania w związku z utratą przez
PERN 90 356 ton metrycznych netto ropy naftowej typu REBCO (ówczesna wysokość ubytku) oraz związanym z tą utratą
bezprawnym obniżeniem stanów magazynowych ropy naftowej 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 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 dochodził zasądzenia od ORLEN kwoty 156
mln PLN wraz z odsetkami oraz zryczałtowaną rekompensatą za koszty odzyskiwania należności, którą ORLEN uprzednio potrącił
z wynagrodzenia PERN, tym samym kwestionując skuteczność potrąceń dokonanych przez ORLEN.
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 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 roku ORLEN wystawił notę obciążeniową i skierował
do PERN kolejne wezwanie do zapłaty odszkodowania w kwocie 2,6 mln PLN. PERN nie uregulował tej kwoty w terminie
określonym w wezwaniu. W konsekwencji, w dniu 8 lutego 2022 roku 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.
Pismem z dnia 24 grudnia 2022 roku PERN wskazał na konieczność dokonania kolejnej jednostronnej korekty in minus ewidencji
stanu magazynowego ropy naftowej należącej do ORLEN o 1 921 ton netto.
Dnia 1 sierpnia 2022 roku ORLEN połączył się z Grupą Lotos S.A. (dalej Grupa LOTOS), w związku z czym wstąpił we wszystkie
prawa i obowiązki Grupy LOTOS, włącznie z prawami i roszczeniami związanymi z umowami zawartymi pomiędzy PERN i Grupą
LOTOS. Wcześniej, w marcu 2020 roku PERN poinformował Grupę LOTOS, iż wskutek wystąpienia rzekomych różnic
pomiarowych wynikających z metodologii rozliczeń ilości ropy naftowej z wykorzystaniem norm GOST oraz ASTM, stan zapasów
operacyjnych ropy naftowej gatunku REBCO należącej do Grupy LOTOS (obecnie ORLEN) uległ zmniejszeniu, powodując ubytek
w zapasach operacyjnych REBCO. Wskazany przez PERN ubytek na dzień 20 listopada 2019 roku miał wynieść 18 270 ton
metrycznych REBCO netto. W dniu 29 grudnia 2022 roku ORLEN jako następca prawny Grupy LOTOS wystawił notę
obciążeniową i skierował do PERN wezwanie do zapłaty 31,5 mln PLN z tytułu odszkodowania w związku z utratą przez PERN
18 270 ton metrycznych netto REBCO należących do byłej Grupy LOTOS, które PERN miał obowiązek magazynować. PERN nie
uregulował tej kwoty w terminie określonym w wezwaniu. W konsekwencji kwota 31,5 mln PLN została potrącona z
wierzytelnościami PERN o wynagrodzenie za usługi świadczone przez PERN na rzecz ORLEN na podstawie oświadczeń o
potrąceniu złożonych w dniach 7 lutego 2023 roku, 16 lutego 2023 roku, 27 lutego 2023 roku oraz 3 marca 2023 roku.
ORLEN oraz PERN podjęły próbę polubownego rozstrzygnięcia sporu wynikającego z opisanych powyżej okoliczności w drodze
mediacji prowadzonej przed mediatorami Sądu Polubownego przy Prokuratorii Generalnej Rzeczypospolitej Polskiej (dalej
Mediatorzy). W dniu 11 września 2023 roku ORLEN zawarł z PERN ugodę przed Mediatorami (dalej Ugoda) w celu ostatecznego
i pełnego zakończenia i rozstrzygnięcia powstałego pomiędzy nimi sporu. Ugoda weszła w życie w dacie zatwierdzenia jej w
całości przez Sąd Okręgowy w Łodzi X Wydział Gospodarczy postanowieniem z dnia 22 września 2023 roku, które uprawomocniło
się 13 października 2023 roku. W konsekwencji, w III kwartale 2023 roku Grupa zrealizowała przychód wynikający z opisanego
powyżej aktywa warunkowego i rozpoznała w pozostałych przychodach operacyjnych 139 mln PLN z tytułu zawartej Ugody.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
136 / 147
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:
Roszczenie Warter Fuels S.A (poprzednio: OBR S.A.) przeciwko ORLEN o odszkodowanie
W dniu 5 września 2014 roku spółka OBR S.A. (obecnie: Warter Fuels S.A.) wystąpiła przeciwko ORLEN do Sądu Okręgowego w
Łodzi z pozwem o zapłatę z tytułu zarzucanego naruszenia przez 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 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 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 Apelacyjny w
Rzeszowie pod sygn. akt I AGa 20/21 (wcześniej rozpatrywana przez Sąd Okręgowy w Rzeszowie pod sygn. 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. 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. W
dniu 9 lutego 2023 roku POLWAX wniósł skargę kasacyjną od wyroku Sądu Apelacyjnego w Rzeszowie z dnia 10 listopada 2022
roku. Dnia 10 marca 2023 roku POLWAX wniósł także skargę kasacyjną od wyroku uzupełniającego Sądu Apelacyjnego dot.
kwestii formalnej w petitum rozstrzygnięcia tj. braku wyrażenia „oddalenia apelacji POLWAX”. ORLEN Projekt wystosowała
odpowiedzi na obie skargi. Obecnie skargi kasacyjne czekają na rozstrzygnięcie w przedmiocie przyjęcia ich do rozpoznania.
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 roku 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. Sąd Okręgowy w Rzeszowie wydał postanowienie o podjęciu
postępowania. Na rozprawie w dniu 18 października 2023 roku Sąd pominął wnioski POLWAX o przeprowadzenie dowodu z opinii
czterech biegłych sądowych i oddał głos stronom. Wyrokiem z dnia 17 listopada 2023 r. Sąd Okręgowy w Rzeszowie zasądził od
POLWAX na rzecz ORLEN Projekt kwotę 29 mln PLN wraz z należnymi odsetkami oraz kwotę 0,08 mln PLN tytułem zwrotu
kosztów zastępstwa procesowego wraz z odsetkami za opóźnienie od dnia uprawomocnienia się wyroku. Sąd oddalił pozostałą
część roszczeń ORLEN Projekt tj. o zapłatę za wykonaną dokumentację projektową, za prace zrealizowane przez pracowników
ORLEN Projekt, dot. urządzeń dostarczonych na plac budowy, z wyłączeniem wartości kompresora oraz roszczenia w zakresie
zwrotu wartości urządzeń znajdujących się w magazynach, a także poniesione koszty dostawy maszyn i urządzeń, objętych III
rozszerzeniem powództwa. Strony wniosły o sporządzenie uzasadnienia wyroku i doręczenie wyroku wraz z uzasadnieniem.
Uzasadnienie zostało zamieszczone na portalu informacyjnym Sądu.
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 dniu 19 czerwca 2023 roku w sprawie
odbyło się posiedzenie przygotowawcze. W dniu 11 października 2023 roku Sąd Okręgowy w Rzeszowie wydał wyrok oddalający
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
137 / 147
powództwo POLWAX przeciwko ORLEN Projekt o zapłatę kwoty 132 mln PLN wraz z odsetkami w całości oraz zasądził od
POLWAX na rzecz ORLEN Projekt kwotę 37,5 tysięcy PLN tytułem zwrotu kosztów zastępstwa procesowego wraz z odsetkami
za opóźnienie od dnia uprawomocnienia się wyroku. Obie strony wniosły o sporządzenie uzasadnienia wyroku i doręczenie wyroku
wraz z uzasadnieniem. W dniu 12 lutego 2024 roku POLWAX wniósł apelację od wydanego wyroku.
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 ORLEN złożył kopię
złożonego przez POLWAX S.A. zawiadomienia o możliwości popełnienia przestępstwa, wnosząc o zawieszenie postępowania
cywilnego do czasu rozstrzygnięcia sprawy karnej. Sąd oddalił wniosek POLWAX o zawieszenie postępowania. W dniu 30 czerwca
2023 roku dopuszczony został dowód z opinii biegłego z zakresu ochrony środowiska. Opinia biegłego została sporządzona dnia
25 stycznia 2024 roku i doręczona ORLEN Projekt 28 lutego 2024 roku. Pismem z dnia 13 marca 2024 roku ORLEN Projekt
ustosunkowała się do sporządzonej opinii.
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.
Biegły opracował opinię uzupełniająca, do której ORLEN Projekt złoży zastrzeżenia. W dniu 18 września 2023 roku odbyło się
posiedzenie w sprawie, na którym Sąd wydał rozstrzygnięcia co do wniosków dowodowych stron. Sąd zobowiązał także strony do
złożenia pism procesowych zawierających ostateczne stanowisko w sprawie. W dniu 21 grudnia 2023 r. Sąd Rejonowy w Tychach
wydał wyrok, którym uwzględnił powództwo POLWAX i nakazał ORLEN Projekt przywrócenie stanu zgodnego z prawem poprzez
usunięcie z należących do POLWAX nieruchomości urządzeń niestanowiących własności POLWAX. Sąd zasądził ponadto od
ORLEN Projekt na rzecz POLWAX kwotę 4 tysiące PLN tytułem kosztów procesu wraz z należnymi odsetkami od dnia
uprawomocnienia się orzeczenia do dnia zapłaty. Nakazał również pobrać od ORLEN Projekt na rzecz Skarbu Państwa kwotę
14,7 tysięcy PLN tytułem nieuiszczonych kosztów sądowych poniesionych tymczasowo przez Skarb Państwa (z tytułu
sporządzonej opinii uzupełniającej i kosztów stawiennictwa świadków). Strony wniosły o sporządzenie uzasadnienia wyroku i
doręczenie wyroku wraz z uzasadnieniem. Dnia 2 lutego 2024 roku ORLEN Projekt wniosła apelację od wydanego wyroku.
VI. Sprawa z powództwa ORLEN Projekt przeciwko POLWAX o zapłatę kwoty 1,1 mln PLN rozpatrywana przez Sąd
Okręgowy w Rzeszowie pod sygn. akt VI GC 73/23.
ORLEN Projekt dochodzi od POLWAX zapłaty łącznej kwoty 1,1 mln PLN wraz z należnymi odsetkami ustawowymi za opóźnienie
z tytułu magazynowania i transportu urządzeń nabytych przez ORLEN Projekt na poczet realizacji Inwestycji.
W dniu 16 stycznia 2023 roku Sąd Okręgowy w Rzeszowie wydał nakaz zapłaty w postępowaniu upominawczym. Na skutek
sprzeciwu od nakazu zapłaty w postępowaniu upominawczym, złożonego przez POLWAX w dniu 1 lutego 2023 roku,
postępowanie obecnie toczy się przed Sądem Okręgowym w Rzeszowie pod sygn. akt VI GC 73/23. W dniu 15 czerwca 2023
roku odbyło się posiedzenie przygotowawcze, na którym sporządzony został plan rozprawy. W sprawie trwa postępowanie
dowodowe tj. składanie pisemnych zeznań przez świadków, a następnie opracowywanie opinii przez biegłego sądowego z zakresu
rzeczoznawstwa majątkowego i budownictwa. Oczekiwanie na wyznaczenie terminu posiedzenia w sprawie.
W ocenie ORLEN Projekt roszczenie jest bezpodstawne w związku, z czym Grupa nie rozpoznała rezerwy.
Zobowiązania warunkowe dotyczące Grupy ENERGA
Na dzień 31 grudnia 2023 roku zobowiązania warunkowe Grupy ENERGA rozpoznane w skonsolidowanym sprawozdaniu
finansowym Grupy ORLEN wynosiły 236 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 2023 roku oszacowana wartość tych roszczeń wykazana jako zobowiązania warunkowe wyniosła 219 mln PLN, podczas
gdy na dzień 31 grudnia 2022 roku ich wartość wynosiła 218 mln PLN. Biorąc pod uwagę opinie prawne szacowane kwoty określają
ryzyko powstania zobowiązania poniżej 50%.
Postępowanie arbitrażowe z powództwa Elektrobudowa S.A. przeciwko ORLEN
Elektrobudowa S.A. wniosła pozew o zapłatę przeciwko 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 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,
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
138 / 147
4. 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,
5. 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,
6. 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 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 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. Kwoty z niżej
wskazanych wyroków częściowych nr 13 – nr 15 zostały zapłacone w całości wraz z ustawowymi odsetkami za opóźnienie.
W ciągu ostatnich sześciu miesięcy 2022 roku i w I kwartale 2023 Sąd Arbitrażowy wydał kolejno następujące orzeczenia:
(I) 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.
(II) 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).
(III) Wyrok częściowy (nr 15) z dnia 30 marca 2023 roku zasądzający na rzecz powoda łącznie kwotę 1,5 mln PLN oraz 0,1 mln EUR
tytułem dodatkowego wynagrodzenia za wykonanie: studzienki bezodpływowej w Komorze K-1, dostawę przemienników
częstotliwości dla kompresorów K-2301A/B, wykonanie zasilania falowników kompresorów K-2301A/B, zmianę parametrów
kompresorów K-2301A/B, zmianę konstrukcyjną aparatu E-2304, wraz z odsetkami ustawowymi za opóźnienie do daty zapłaty oraz
oddalający dalej idące roszczenia powoda za wykonanie w/w prac dodatkowych.
Wartość utworzonych rezerw z tytułu toczącego się postępowania z Elektrobudową na dzień 31 grudnia 2023 roku wyniosła 68 mln PLN.
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 około 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 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).
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
139 / 147
Powyższy spór zakończył się zawarciem ugody w dniu 23 sierpnia 2023 roku między Stronami. Lotos Petrobaltic S.A. zapłaci na
rzecz AGR 2,7 mln GBP, co wyczerpie wszelkie roszczenia Stron. W dniu 28 sierpnia 2023 roku zlecono w LPB zapłatę kwoty
ugody; zgodnie z treścią ugody obciążenie rachunku bankowego Lotos Petrobaltic S.A. jest równoznaczne z uiszczeniem
należności na rzecz AGR. W dniu 4 września 2023 roku nastąpiła realizacja wszystkich obowiązków Lotos Petrobaltic S.A.
wynikających z ugody. Od tej daty Lotos Petrobaltic S.A. przysługuje wobec AGR zarzut spełnienia świadczenia / wygaśnięcia
zobowiązania o zapłatę. Złożono wniosek o umorzenie postępowania, jednakże nie zostało ono dotąd umorzone. Prokurator
podtrzymał wniesione do Sądu Apelacyjnego w Gdańsku zażalenie - dopiero jego rozstrzygnięcie pozwoli rozstrzygnąć przez Sąd
Okręgowy w Gdańsku kwestię umorzenia postępowania.
Rozliczenia podatkowe byłej Grupy LOTOS S.A.
W związku z połączeniem w dniu 1 sierpnia 2022 roku ORLEN z Grupą LOTOS S.A., ORLEN, jako następca prawny Grupy LOTOS
S.A., stał się stroną postępowań podatkowych. Przedmiotem kontroli są rozliczenia z tytułu podatku VAT za odpowiednie okresy
obejmujące okres styczeń 2014 roku – czerwiec 2016 roku. Poprawność rozliczeń podatkowych została zakwestionowana przez
organy skarbowe. ORLEN złożył odwołanie od niekorzystnych decyzji do organów II instancji. Spółka będzie miała również możliwość
złożenia skarg do Wojewódzkiego Sądu Administracyjnego, a od ewentualnie niekorzystnego rozstrzygnięcia sądowego, istnieje
możliwość złożenia skargi kasacyjnej do Naczelnego Sądu Administracyjnego.
Na dzień 31 grudnia 2023 roku Grupa wykazuje rezerwę na ryzyko podatkowe w wysokości 34,3 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
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 roku 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.
W dniu 1 maja 2023 roku na podstawie umowy Business Purchase Agreement – zakupu zorganizowanej części przedsiębiorstwa
– norweska Spółka Grupy ORLEN PGNiG Upstream Norway AS (PUN) nabyła od Spółki LOTOS Exploration and Production
Norge AS (LEPN) wszystkie aktywa i powiązane z nimi zobowiązania wraz z pracownikami Spółki. Efektywną datą transakcji dla
rozliczeń podatkowych jest 1 stycznia 2023 roku. Zatem rozliczenie podatku za roku 2022 pozostało w gestii Spółki LOTOS Norge,
z kolei wszystkie przychody i koszty Spółki LOTOS Norge za 2023 rok przeszły do rozliczenia podatku Spółki PUN. Również
zobowiązania wobec Urzędu Skarbowego z tytułu cienkiej kapitalizacji w sprawach nadal otwartych wraz z transakcją zostały
przeniesione z LEPN do PUN.
Na dzień 31 grudnia 2023 roku wartość utworzonej rezerwy w księgach PUN z tytułu toczących się postępowań LOTOS Norge
wraz z odsetkami wynosi 112,9 mln NOK czyli około 45,2 mln PLN. Z tytułu rozliczenia podatku za cały rok 2022 Spółka LOTOS
Norge w listopadzie 2023 roku uregulowała zobowiązanie na kwotę 22 mln NOK (8,5 mln PLN). Od maja do grudnia 2023 Spółka
realizuje przychody wyłącznie z tytułu odsetek od pożyczki, prognozowany podatek za rok bieżący wynosi 69 mln NOK (26,7 mln
PLN).
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
140 / 147
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 Kontraktu 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 obowiązywania Kontraktu jamalskiego pozostają w toku.
Roszczenie B. J. Noskiewicz przeciwko Exalo Drilling S.A.(dalej: Exalo) o zapłatę czynszu i odszkodowanie
W dniu 9 lutego 2015 roku B.J. Noskiewicz wystąpili przeciwko Exalo 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. Inicjatywa procesowa zostanie powtórnie
podjęta po wznowieniu postępowania i zależna będzie od wyniku powiązanej sprawy karnej. Pełna ocena ryzyka niepomyślnego
rozstrzygnięcia może być dokonana na dalszym etapie postępowania biorąc pod uwagę argumenty Exalo. W ocenie Exalo roszczenia
są bezpodstawne.
Wskutek analizy nowych okoliczności w niniejszej sprawie oszacowano, że ryzyko przegrania sprawy stało się znikome na
obecnym etapie postępowania i w konsekwencji znikomy staje się prawdopodobny obowiązek zapłaty przez Spółkę wobec tego
rezerwa na kwotę około 35 mln PLN została rozwiązana.
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, a następnie do kwoty 93,6 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. W związku z wydaniem w dniu 20 i 22 grudnia 2023 r. przez Sąd Okręgowy w Warszawie dwóch niekorzystnych
dla PGNiG TERMIKA wyroków w sprawach zbliżonych pod względem stanu faktycznego i prawnego, ryzyko niekorzystnego
rozstrzygnięcia w przedmiotowej sprawie jest wysokie.
Na dzień 31 grudnia 2023 roku wartość utworzonej rezerw wraz z odsetkami ustawowymi dotyczącej spraw z powództwa Veolia
Energia Warszawa S.A. przeciwko PGNiG TERMIKA wyniosła 132,6 mln PLN.
Roszczenie PBG SA (obecnie w restrukturyzacji w likwidacji) przeciwko PGNiG S.A. (obecnie ORLEN S.A.)
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, dopuścił dowód z opinii biegłego oraz wyłączył wybranego biegłego ze sprawy. Sąd zobowiązał ORLEN do
podania innego podmiotu, który mógłby sporządzić stosowną opinię w sprawie. Spółka złożyła wniosek o sporządzenie opinii przez
Politechnikę Warszawską.
Poza postępowaniami opisanymi powyżej Grupa nie zidentyfikowała innych istotnych zobowiązań warunkowych.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
141 / 147
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 2023 roku i na dzień 31 grudnia 2022 roku wynosiły odpowiednio 2 950 mln
PLN i 4 039 mln PLN. Na dzień 31 grudnia 2023 roku Grupa ocenia zmaterializowanie się tego typu zobowiązania jako bardzo
niskie. Zmiana wynika głównie z obniżenia r/r zapasów wyrobów gotowych w bazie magazynowej ORLEN co wpłynęło na
zmniejszenie o (824) mln PLN wartości akcyzy w procedurze zawieszonego poboru.
17.6. Transakcje z podmiotami powiązanymi
W 2023 roku oraz w 2022 roku oraz na dzień 31 grudnia 2023 roku oraz na dzień 31 grudnia 2022 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 2023 roku i 2022 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 1,7 mln PLN. Największe kwoty w powyższych
okresach dotyczyły sprzedaży usług prawnych.
Na dzień 31 grudnia 2023 roku oraz na dzień 31 grudnia 2022 roku salda należności z tytułu dostaw i usług i pozostałych
zobowiązań z tytułu powyższych transakcji wyniosły 0,1 mln PLN.
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
2023
2022
(dane
przekształcone)
Jednostka Dominująca
Krótkoterminowe świadczenia pracownicze
86,5
58,4
Świadczenia po okresie zatrudnienia
0,3
0,3
Pozostałe świadczenia długoterminowe
0,1
(0,2)
Świadczenia z tytułu rozwiązania stosunku pracy
2,0
0,8
Jednostki zależne
Krótkoterminowe świadczenia pracownicze
467,8
364,1
Świadczenia po okresie zatrudnienia
1,2
1,0
Pozostałe świadczenia długoterminowe
1,4
1,9
Świadczenia z tytułu rozwiązania stosunku pracy
5,8
7,5
565,1
433,8
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 ORLEN, dyrektorów bezpośrednio podległych Zarządowi ORLEN
oraz pozostałych kluczowych stanowisk Grupy ORLEN mają wspólne podstawowe cechy. Osoby objęte wyżej 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 ORLEN i Członkowie Zarządów spółek Grupy ORLEN zobowiązani są przez okres 6 miesięcy
po rozwiązaniu umowy do powstrzymania się od działalności konkurencyjnej. Z tytułu zakazu konkurencji, o którym mowa w zdaniu
poprzednim, Członkowie Zarządu ORLEN otrzymują odszkodowanie w wysokości sześciokrotności miesięcznego wynagrodzenia
stałego. Natomiast Członkowie Zarządów spółek GK ORLEN w trakcie tego 6 miesięcznego okresu 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 ORLEN standardowo zobowiązani są do powstrzymania się od działalności konkurencyjnej
przez okres 6 miesięcy po rozwiązaniu umowy. W tym czasie otrzymują odszkodowanie w wysokości 75% sześciokrotności
miesięcznego wynagrodzenia zasadniczego, płatne w 6 równych ratach miesięcznych. Odprawa z tytułu rozwiązania umowy przez
Pracodawcę wynosi standardowo sześciokrotność miesięcznego wynagrodzenia zasadniczego.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
142 / 147
17.6.2. Transakcje oraz stan rozrachunków spółek Grupy ORLEN z podmiotami powiązanymi
Sprzedaż
Sprzedaż
Zakupy
Zakupy
2023
2022
2023
2022
Jednostki współkontrolowane
4 246
5 204
(1 587)
(865)
wspólne przedsięwzięcia
3 448
4 883
(647)
(588)
wspólne działania
798
321
(940)
(277)
Pozostałe podmioty powiązane
142
37
(1 476)
(56)
4 388
5 241
(3 063)
(921)
Należności z tytułu dostaw
i usług
oraz pozostałe należności
Należności z tytułu dostaw
i usług
oraz pozostałe należności
Zobowiązania z tytułu
dostaw i usług
oraz pozostałe
zobowiązania
Zobowiązania z tytułu
dostaw i usług
oraz pozostałe
zobowiązania
31/12/2023
31/12/2022
31/12/2023
31/12/2022
Jednostki współkontrolowane
1 631
1 398
169
389
wspólne przedsięwzięcia
1 526
1 291
80
167
wspólne działania
105
107
89
222
Pozostałe podmioty powiązane
79
138
38
21
1 710
1 536
207
410
Powyższe transakcje z jednostkami współkontrolowanymi obejmują głównie sprzedaż i zakupy produktów rafineryjnych
i petrochemicznych oraz usług.
Dodatkowo w 2023 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 2023 roku oraz na dzień 31 grudnia 2023 roku Grupa zidentyfikowała następujące transakcje:
- sprzedaż wyniosła odpowiednio 10 mln PLN,
- zakup wyniósł odpowiednio (12) mln,
- saldo należności wyniosło 2 mln PLN,
- saldo zobowiązań wyniosło 2 mln PLN.
Powyższe transakcje dotyczyły głównie zakupu i sprzedaży paliw, dodatku do paliw, oleju napędowego, folii oraz surowca LDPE.
Dodatkowo w 2023 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 2023 roku wyniosła 8000 sztuk o wartości nominalnej 0,8 mln PLN.
W 2023 roku i w 2022 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 ORLEN S.A., w którym
największym akcjonariuszem na dzień 31 grudnia 2023 roku oraz 31 grudnia 2022 roku jest Skarb Państwa posiadający 49,90%
akcji.
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 2023 i w 2022 roku oraz na dzień 31 grudnia 2023 i na dzień 31 grudnia 2022 roku Grupa zidentyfikowała następujące
transakcje:
2023
2022
(dane przekształcone)
Sprzedaż
9 652
9 274
Zakupy
(10 294)
(21 454)
31/12/2023
31/12/2022
(dane przekształcone)
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności
1 462
1 421
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
775
1 474
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.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
143 / 147
17.7. Wynagrodzenie wynikające z umowy z podmiotem uprawnionym do badania sprawozdań finansowych
2023
2022
Jednostka Dominująca *
8,2
7,6
Badanie sprawozdań finansowych
6,3
4,3
Inne usługi poświadczające:
1,9
3,3
przeglądy sprawozdań finansowych
0,5
0,7
pozostałe usługi
1,4
2,6
Jednostki zależne Grupy Kapitałowej **
15,5
6,0
Badanie sprawozdań finansowych
14,1
5,5
Inne usługi poświadczające:
1,4
0,5
23,7
13,6
* wynagrodzenie za 2023 rok zawiera wynagrodzenie Mazars Audyt i Deloitte Audyt
** wynagrodzenie za 2023 rok zawiera wynagrodzenie Mazars Audyt i Deloitte Audyt, PKF Consult, Misters Audytor i innych mniejszych Audytorów, w 2022 rok
wynagrodzenie obejmowało jedynie Deloitte
W 2022 roku kluczowe spółki Grupy ORLEN były badane przez wiodącego audytora ORLEN firmę Deloitte, natomiast w 2023 roku, w związku z koniecznością
zmiany firmy audytorskiej, większość kluczowych spółek Grupy ORLEN została objęta badaniem przez firmę PKF Consult oraz Misters Audytor.
Deloitte Audyt spółka z ograniczoną odpowiedzialnością spółka komandytowa począwszy od I kwartału 2017 roku wykonywał
przeglądy śródrocznych oraz badania jednostkowych sprawozdań finansowych ORLEN i skonsolidowanych sprawozdań
finansowych Grupy.
W dniu 25 września 2023 roku ORLEN S.A oraz Deloitte Audyt sp. z o.o. sp.k. z siedzibą w Warszawie podpisały porozumienie o
rozwiązaniu umowy o badanie i przeglądy sprawozdań finansowych („Umowa”) zawartej w dniu 17 kwietnia 2019 roku.
Przyczyną rozwiązania Umowy był brak możliwości wykonania Umowy z przyczyn leżących po stronie Audytora, który wynikał z
wydania wobec Audytora decyzji Polskiej Agencji Nadzoru Audytowego, nakładającej czasowy zakaz świadczenia usług
objętych krajowymi standardami wykonywania zawodu.
W dniu 26 października 2023 roku Rada Nadzorcza ORLEN S.A Uchwałą ORLEN nr 4182/23, działając zgodnie z procedurą
awaryjną jaka została wprowadzona przez Komitet Audytu, wybrała firmę MAZARS Audyt Sp. z o.o., jako podmiot do:
- przeprowadzenia badań jednostkowych sprawozdań finansowych ORLEN S.A. i skonsolidowanych sprawozdań Grupy
ORLEN za lata obrotowe 2023-2024;
- przeprowadzenia przeglądów jednostkowych sprawozdań finansowych ORLEN S.A. oraz skonsolidowanych sprawozdań
Grupy Kapitałowej ORLEN za I i III kwartał oraz pierwsze półrocze 2024 roku.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
144 / 147
18. WYDARZENIA PO ZAKOŃCZENIU OKRESU SPRAWOZDAWCZEGO
18.1. Finalizacja przejęcia stacji paliw w Austrii
W dniu 2 stycznia 2024 roku ORLEN sfinalizował transakcję nabycia od Grupy Doppler 100% udziałów w spółce Doppler Energie
zarządzającej 267 stacjami paliw w Austrii pod marką Turmöl, stanowiącą trzecią największą sieć paliwową w Austrii i posiadającą
około 10 % udziałów w rynku detalicznym w tym kraju.
W wyniku transakcji sieć ORLEN powiększyła się również o 110 punktów ładowania samochodów elektrycznych w Austrii (w 34
lokalizacjach) funkcjonujących pod marką Turmstrom. Blisko połowa przejętych stacji to popularne w tym kraju obiekty
samoobsługowe, które umożliwiają klientom zakup paliwa i płatność bezpośrednio przy dystrybutorze. Ponadto 40 obiektów
wyposażonych jest w panele fotowoltaiczne. W ramach transakcji przejęto również spółkę Austrocard, oferującą karty paliwowe
dla klientów prywatnych i biznesowych, akceptowane w ponad 500 lokalizacjach w Austrii.
ORLEN przejął jednocześnie znaczącą część rynku hurtowego paliw, co pozwoli optymalizować logistykę i zagwarantować
stabilność dostaw na stacje paliw.
Transakcja jest efektem realizowanej przez Grupę ORLEN strategii rozwoju sieci stacji paliw na rynkach Europy Środkowo-
Wschodniej, zakładającej również zwiększenie udziału stacji zagranicznych w całej sieci. Przejęta spółka Doppler Energie w
kolejnym etapie zmieni nazwę na ORLEN Austria.
Tymczasowe rozliczenie transakcji
Nabycie udziałów w Doppler Energie 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, w który Grupa zaangażowała zewnętrznych
doradców, 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 31 grudnia 2023 roku. 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 przejęcia
przedstawia się następująco.
w mln PLN
02/01/2024
Nabyte aktywa
A
1 098
Aktywa trwałe
480
Rzeczowe aktywa trwałe
202
Wartości niematerialne
50
Aktywa z tytułu prawa do użytkowania
210
Pozostały majątek trwały
18
Aktywa obrotowe
618
Zapasy
33
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności
483
Środki pieniężne
102
Nabyte zobowiązania
B
993
Zobowiązania długoterminowe
205
Zobowiązania z tytułu podatku odroczonego
2
Rezerwy
25
Zobowiązania z tytułu leasingu
178
Zobowiązania krótkoterminowe
788
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
639
Zobowiązania z tytułu leasingu
32
Pozostałe zobowiązania
117
Tymczasowa Wartość aktywów netto
C = A - B
106
Wartość aktywów netto przypadających na akcjonariuszy jednostki dominującej
D
106
Udział % w kapitale zakładowym
E
100
Wartość udziałów wycenionych proporcjonalnie do udziału w aktywach netto
F = D*E
106
Wartość godziwa przekazanej zapłaty z tytułu przejęcia (Środki pieniężne zapłacone)
G
654
Tymczasowa Wartość firmy
I = G-F
548
Wypływ środków pieniężnych netto związany z nabyciem udziałów w Doppler Energie, będący różnicą pomiędzy przejętymi
środkami pieniężnymi netto (ujętymi jako przepływy pieniężne z działalności inwestycyjnej) a zapłaconymi środkami pieniężnymi
przekazanymi w ramach zapłaty, wyniósł 552 mln PLN.
Tymczasowa wartość firmy rozpoznana w wyniku przejęcia prezentuje głównie wartość oczekiwanych korzyści i synergii w Grupie
wynikających z rozwoju sieci paliw na rynkach zagranicznych i optymalizacją kosztów logistycznych w związku obecnością i
posiadaniem aktywów produkcyjnych na wielu rynkach w regionie, w tym bliskością czeskich rafinerii należących do Grupy ORLEN.
18.2. Transakcja nabycia spółki KUFPEC Norway AS
W dniu 5 stycznia 2024 spółka PGNiG Upstream Norway z Grupy ORLEN sfinalizowała transakcję zakupu spółki wydobywczej
KUFPEC Norway AS i przejęła kontrolę nad jej działalnością. Przejmowana działalność obejmuje m.in. udziały w pięciu złożach,
na których Grupa ORLEN już prowadzi eksploatację, jak również gazowym złożu Eirin, które przewidziane jest do
zagospodarowania z wykorzystaniem istniejącej już infrastruktury wydobywczej. Wszystkie produkujące złoża, a w przyszłości
także Eirin, mają połączenie z infrastrukturą pozwalającą tłoczyć wydobywany surowiec gazociągiem Baltic Pipe do Polski. W
efekcie transakcji, wydobycie gazu ziemnego Grupy ORLEN w Norwegii wzrośnie o jedną trzecią i przekroczy 4 mld m sześc.
rocznie.
Wartość godziwa przekazanej zapłaty wyniosła 1 835 mln PLN.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
145 / 147
Zakup udziałów w KUFPEC Norway został sfinansowany ze środków wypracowanych przez PGNiG Upstream Norway z
działalności operacyjnej na Norweskim Szelfie Kontynentalnym.
Akwizycja KUFPEC Norway przełoży się na wzrost zasobów wydobywalnych pod kontrolą PGNiG Upstream Norway do prawie
400 mln boe. Ponad 80 proc. przejmowanych zasobów stanowi gaz ziemny. Dodatkowo, w wyniku nabycia udziałów w KUFPEC
Norway, produkcja PGNiG Upstream Norway wzrośnie do ponad 100 tys. baryłek ekwiwalentu ropy naftowej (boe) dziennie.
Transakcja jest wynikiem realizacji strategii Grupy mającej na celu maksymalizację produkcji gazu na potrzeby zaopatrzenia rynku
polskiego i pozostałych krajów regionu.
Tymczasowe rozliczenie transakcji
Nabycie spółki KUFPEC Norway rozliczane jest metodą przejęcia zgodnie z MSSF 3 Połączenia jednostek.
Na dzień sporządzenia niniejszego skonsolidowanego sprawozdania finansowego rozliczenie księgowe nabycia nie zostało
zakończone, a proces wyceny do wartości godziwej przejętych aktywów netto jest na wczesnym etapie. W związku z tym, Grupa
zaprezentowała tymczasowe wartości możliwych do zidentyfikowania aktywów i zobowiązań, które odpowiadają ich wartościom
księgowym na dzień 5 stycznia 2024 roku. 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:
w mln PLN
05/01/2024
Nabyte aktywa
A
2 973
Aktywa trwałe
1 858
Rzeczowe aktywa trwałe
1 834
Inne aktywa trwałe
23
Aktywa obrotowe
1 116
Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności
237
Zapasy
36
Środki pieniężne
842
Przejęte zobowiązania
B
1 979
Zobowiązania długoterminowe i krótkoterminowe
1 979
Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania
159
Zobowiązania z tytułu podatku dochodowego
355
Zobowiązania z tytułu podatku odroczonego
640
Rezerwy na likwidację infrastruktury
818
Pozostałe zobowiązania
7
Tymczasowa wartość aktywów netto
C = A - B
994
Wartość aktywów netto przypadających na akcjonariuszy jednostki dominującej
D
994
Udział % w kapitale zakładowym
E
100
Wartość udziałów wycenionych proporcjonalnie do udziału w aktywach netto
F= D*E
994
Wartość godziwa przekazanej zapłaty z tytułu nabycia (Środki pieniężne zapłacone)
G
1 835
Tymczasowa wartość firmy
I= G-F
841
Wypływ środków pieniężnych netto związany z nabyciem KUFPEC Norway, będący różnicą pomiędzy przejętymi środkami
pieniężnymi netto (ujętymi jako przepływy pieniężne z działalności inwestycyjnej) a zapłaconymi środkami pieniężnymi
przekazanymi w ramach zapłaty, wyniósł 993 mln PLN.
Grupa oczekuje, że w wyniku procesu rozliczenia ceny nabycia, tymczasowo ustalona wartość firmy w kwocie 841 mln PLN ulegnie
obniżeniu, gdyż znaczna jej część zostanie zaalokowana na inne składniki aktywów w wyniku procesu wyceny do wartości
godziwej rzeczowych aktywów trwałych. Pozostała część wartości firmy dotyczy oczekiwanych korzyści i synergii w Grupie w
ramach realizowanej strategii obejmującej wzmocnienie potencjału rozwojowego w Norwegii poprzez integrację nabytych aktywów,
optymalizację kosztów operacyjnych oraz – poprzez skokowy wzrost skali działalności – dostęp do atrakcyjnego finansowania
dalszych inwestycji.
18.3. Zbycie Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych
W dniu 25 stycznia 2024 roku (w związku ze spełnieniem warunków umowy sprzedaży) został przeniesiony na Powszechny Zakład
Ubezpieczeń S.A., tytuł prawny do 100% udziałów w kapitale zakładowym Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych.
W związku z tym od 25 stycznia 2024 roku ORLEN nie jest udziałowcem Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych oraz
pośrednim udziałowcem w Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych na Życie.
Polski Gaz TUW zapewnia obsługę ubezpieczeniową dla branży gazowniczej i energetycznej od 2016 roku. Został założony przez
Polskie Górnictwo Naftowe i Gazownictwo S.A, które w dniu 2 listopada 2022 roku połączyło się z ORLEN S.A. Towarzystwo
oferuje m.in. ubezpieczenia mienia, komunikacyjne, OC i ochronę prawną dla firm z branży gazowniczej i wydobywczej oraz
produkty dotyczące bezpieczeństwa osobistego dla klientów indywidualnych.
18.4. Powołanie spółki Baltic Offshore Service Solution Sp. z o.o.
W marcu 2024 roku Energa Wytwarzanie Sp z o.o. oraz Northland Power International Holdings BV, spółka zależna Northland
Power, powołały do istnienia wspólną spółkę joint venture - Baltic Offshore Service Solution Sp. z o.o. (dalej: BOSS). BOSS będzie
prowadziła prace w dwóch lokalizacjach: Łebie i okolicach Trójmiasta. Nowa spółka joint venture to pierwsze w Polsce
międzynarodowe konsorcjum, którego celem jest opracowywanie i wdrażanie strategii zarządzania aktywami morskiej energetyki
wiatrowej na terenie Morza Bałtyckiego.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
146 / 147
Nowa spółka będzie świadczyć wyspecjalizowane usługi dla sektora morskiej energetyki wiatrowej, związane m.in. z aspektami
technicznymi, operacyjnymi, komercyjnymi i kontraktowymi farm wiatrowych na Bałtyku. Spółka odpowiedzialna będzie także za
funkcjonowanie całodobowego Centrum Zarządzania Morskich Farm Wiatrowych, którego wdrożenie jest planowane w Grupie
ORLEN. Jednostka zajmować się będzie kontrolą, monitorowaniem i koordynacją działań aktywów offshore.
18.5. Transakcja nabycia 100% udziałów spółki Farma Wiatrowa Szybowice sp. z o.o.
W dniu 8 marca 2024 roku ENERGA Green Development Sp. z o.o. sfinalizowała zakup 100% udziałów spółki Farma Wiatrowa
Szybowice sp. z o.o. od spółek Onde i Goalscreen Holdings Limited. Przejmowana spółka posiada projekt farmy wiatrowej o mocy
37,4 MW w stadium gotowości do budowy. Polecenie rozpoczęcia prac zostało wydane 20 marca 2024 roku. Planowana farma
wiatrowa jest zlokalizowana w gminie Prudnik w woj. opolskim na Górnym Śląsku. Koszty realizacji przez spółkę projektu FW
Szybowice o łącznej wartości około 350 mln PLN, skalkulowane na podstawie zawartych odrębnych umów (tj. umowy TSA na
dostawę 17 turbin, umowy EPC generalnego i kompleksowego wykonawstwa oraz umowy PMA zarządzania projektem w trakcie
budowy), zostaną sfinansowane z dokonanego już dokapitalizowania spółki w wysokości 70 mln PLN przez obecnego właściciela
(ENERGA Green Development) oraz procedowanej pożyczki z ORLEN S.A.
Wartość godziwa przekazanej zapłaty wynosiła 58 mln PLN i obejmowała zakup udziałów, jak również spłatę pożyczek udzielonych
spółce przez byłych udziałowców, będącym warunkiem niezbędnym do przejęcia kontroli nad spółką. W wyniku nabycia projektu
farmy wiatrowej Grupa po wybudowaniu instalacji, co jest planowane do końca 2025 roku, wzmocni potencjał wytwórczy Koncernu
poprzez zwiększenie mocy zainstalowanych w lądowych farmach wiatrowych, co jest kontynuacją realizowanej strategii
Grupy rozwoju energetyki opartej o odnawialne źródła energii. Wartość księgowa przejętych aktywów netto w ramach transakcji
wynosiła 7 mln PLN.
18.6. Wcześniejszy wykup obligacji przez B8 Sp. z o.o. BALTIC S.K.A.
W dniu 2 kwietnia 2024 roku B8 Spółka z ograniczoną odpowiedzialnością BALTIC spółka komandytowo-akcyjna dokonała wykupu
wszystkich obligacji senioralnych pozostałych do wykupu, zapłaty odsetek i premii za wcześniejszy wykup na rzecz Bank
Gospodarstwa Krajowego. Na dzień 31 grudnia 2023 roku wartość nominalna obligacji wynosiła 26 mln USD.
18.7. Transakcja nabycia 50% udziałów spółki Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o.
W dniu 4 kwietnia 2024 roku Energa S.A. sfinalizowała zakup 50% udziałów spółki Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. (EO) od Enea
S.A. Obecnie Energa S.A. posiada 100% udziałów w EO. Przejmowana jednostka pierwotnie powołana została do realizacji
projektu nowej elektrowni węglowej w Ostrołęce, jednakże z uwagi na zmianę projektu w zakresie wykorzystywanego paliwa z
węgla na gaz, projekt kontynuowany jest w innej spółce celowej. Obecnie EO posiada aktywa w postaci m.in. gruntów, w tym
gruntów dzierżawionych przez CCGT Ostrołęka Sp. z o.o. oraz bocznicy kolejowej wykorzystywanej przez spółkę Energa
Elektrownie Ostrołęka SA.
Wartość godziwa przekazanej zapłaty wynosiła 42 mln PLN i obejmowała zakup 50% udziałów EO. Celem transakcji było przejęcie
pełnej kontroli nad EO w celu wykorzystania jej potencjału oraz posiadanych zasobów, w tym między innymi nieruchomości na
potrzeby realizacji strategicznych projektów inwestycyjnych Grupy ORLEN.
18.8. Transakcja nabycia 100% udziałów spółki Wena Projekt 2 Sp. z o.o.
W dniu 12 kwietnia 2024 roku Energa Wytwarzanie SA nabyła od Lightsource bp 100% udziałów w spółce celowej Wena Projekt
2 Sp. z o.o. z siedzibą w Warszawie, posiadającej prawa do projektu instalacji fotowoltaicznej o łącznej mocy ok. 130 MW. Również
w dniu 12 kwietnia wydano polecenia rozpoczęcia prac generalnemu wykonawcy. Instalacja fotowoltaiczna ma powstać w gminie
Kotla w powiecie głogowskim, w województwie dolnośląskim. Oddanie instalacji fotowoltaicznej do eksploatacji przewidywane jest
przed końcem 2025 roku.
Wartość godziwa przekazanej zapłaty wynosiła 117 mln PLN i obejmowała cenę zakupu udziałów, jak również spłatę pożyczki
udzielonej spółce celowej przez byłych udziałowców, będącym warunkiem niezbędnym do przejęcia kontroli nad spółką.
18.9. Podpisanie umowy nabycia działalności projektowej i inżynieryjnej od spółek UNIS i UNIS Power
W dniu 15 kwietnia 2024 roku spółka ORLEN Projekt Ceska republika funkcjonująca na rynku czeskim podpisała umowę nabycia
zorganizowanej części przedsiębiorstwa dotyczącej działalności projektowej i inżynieryjnej spółek UNIS oraz UNIS Power.
Planowany termin sfinalizowania transakcji to 2 maja 2024 roku, kiedy Strony wzajemnie potwierdzą spełnienie warunków
wskazanych w umowie, koniecznych do dokończenia transakcji. Sfinalizowanie transakcji pozwoli na szybkie i skuteczne
rozszerzenie kompetencji związanych z realizacją prowadzonych inwestycji przez spółkę ORLEN Projekt Ceska republika i
umożliwi realizację zadań inwestycyjnych w formule zaprojektuj i wybuduj na rzecz Grupy ORLEN.
W wyniku transakcji ORLEN Projekt Ceska republika pozyska potencjał ponad 130 pracowników, w tym projektantów oraz osoby
z obszarów wsparcia. Umożliwi to samodzielną realizację wielobranżowych projektów inwestycyjnych w obszarach rafinerii,
petrochemii, chemii i energetyki.
Po zakończeniu okresu sprawozdawczego nie wystąpiły dodatkowe zdarzenia poza ujawnionymi w niniejszym skonsolidowanym
sprawozdaniu finansowym, które wymagałyby ujęcia lub ujawnienia.
(w mln PLN)
SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN ZA ROK 2023
147 / 147
Niniejsze skonsolidowane sprawozdanie finansowe zostało zatwierdzone przez Zarząd Jednostki Dominującej w dniu 24 kwietnia
2024 roku.
………………………..…………..
Ireneusz Fąfara
Prezes Zarządu
………………………..…………..
Witold Literacki
Wiceprezes Zarządu
………………………..…………..
Kazimierz Mordaszewski
Członek Rady Nadzorczej
delegowany do czasowego wykonywania
czynności Członka Zarządu
………………………..…………..
Józef Węgrecki
Członek Zarządu
………………………..…………..
Tomasz Zieliński
Członek Rady Nadzorczej
delegowany do czasowego wykonywania
czynności Członka Zarządu