PKN Orlen S.A.

Annual Report (ESEF) • Apr 25, 2024

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 SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z ZYSKÓW LUB STRAT I INNYCH CAŁKOWITYCH DOCHODÓW SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z SYTUACJI FINANSOWEJ SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE ZE ZMIAN W KAPITALE WŁASNYM SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE Z PRZEPŁYWÓW PIENIĘŻNYCH PODSTAWOWE INFORMACJE 1. PODSTAWOWA DZIAŁALNOŚĆ GRUPY ORLEN 2. PODSTAWA SPORZĄDZENIA SKONSOLIDOWANEGO SPRAWOZDANIA FINANSOWEGO 3. WALUTA FUNKCJONALNA I WALUTA PREZENTACJI SPRAWOZDAŃ FINANSOWYCH ORAZ ZASADY PRZELICZENIA DANYCH FINANSOWYCH DLA CELÓW KONSOLIDACJI 4. POLITYKA RACHUNKOWOŚCI 4.1. Zasady rachunkowości 4.2. Przekształcenie danych porównawczych 4.3. Zmiany klimatu i transformacja energetyczna oraz ich wpływ na stosowane zasady rachunkowości 5. WPŁYW ZMIAN STANDARDÓW MSSF NA SKONSOLIDOWANE SPRAWOZDANIE FINANSOWE GRUPY ORLEN 5.1. Reforma wskaźnika referencyjnego stóp procentowych (Reforma IBOR) 5.2. Międzynarodowa reforma podatkowa - Drugi Filar 6. RÓŻNICE POMIĘDZY DANYMI UJAWNIONYMI W NINIEJSZYM SKONSOLIDOWANYM SPRAWOZDANIU FINANSOWYM A OPUBLIKOWANYMI W SKONSOLIDOWANYM RAPORCIE KWARTALNYM ZA IV KWARTAŁ 2023 7. STRUKTURA GRUPY ORLEN ORAZ JEJ ZMIANY 7.1. Struktura Grupy 7.2. Zmiany w strukturze udziałowej Grupy ORLEN od 1 stycznia do 31 grudnia 2023 7.3. Rozliczenie transakcji nabycia akcji i udziałów zgodnie z MSSF 3 Połączenia jednostek 7.3.1. Zakup części aktywów petrochemicznych 7.3.2. Transakcja nabycia spółki REMAQ s.r.o 7.3.3. Transakcja nabycia farm wiatrowych Ujazd, Dobrzyca oraz Dominowo 7.3.4. Transakcja nabycia farm wiatrowych w Wielkopolsce i na Pomorzu Zachodnim 7.3.5. Transakcja objęcia kontroli nad spółką System Gazociągów Tranzytowych EuRoPol GAZ 7.3.6. Rozliczenie połączeń jednostek mających miejsce w poprzednim roku obrotowym 7.3.6.1. Pełne rozliczenie połączenia z Grupą LOTOS S.A. 7.3.6.2. Pełne rozliczenie połączenia z PGNIG S.A. 7.3.6.3. Pełne rozliczenie nabycia akcji Normbenz SYTUACJA FINANSOWA GRUPY 8. WPŁYW KONFLIKTÓW ZBROJNCH NA DZIAŁALNOŚĆ OPERACYJNĄ I FINANSOWĄ GRUPY 9. WYNIKI FINANSOWE I OPERACYJNE DANE SEGMENTOWE 10. SEGMENTY DZIAŁALNOŚCI 11. PRZYCHODY, KOSZTY, WYNIKI FINANSOWE, ZWIĘKSZENIA AKTYWÓW TRWAŁYCH 12. AKTYWA W PODZIALE NA SEGMENTY OPERACYJNE I OBSZARY GEOGRAFICZNE 12.1. Aktywa w podziale na segmenty operacyjne 12.2. Aktywa trwałe w podziale na obszary geograficzne NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SKONSOLIDOWANEGO SPRAWOZDANIA FINANSOWEGO 13. NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SPRAWOZDANIA Z ZYSKÓW LUB STRAT I INNYCH CAŁKOWITYCH DOCHODÓW 13.1. Przychody ze sprzedaży 13.2. Przychody ze sprzedaży według segmentów operacyjnych w podziale na asortymenty 13.3. Podział geograficzny przychodów ze sprzedaży - zaprezentowany według kraju siedziby zleceniodawcy 13.4. Przychody z tytułu umów z klientami według kryterium rodzaju umowy 13.5. Przychody z tytułu umów z klientami według terminu przekazania 13.6. Przychody z tytułu umów z klientami według okresu obowiązywania umowy 13.7. Przychody z tytułu umów z klientami według kanałów sprzedaży 13.8. Rekompensaty do cen energii i gazu 13.9. Koszty 13.9.1. Koszt własny sprzedaży 13.9.2. Koszty według rodzaju 13.10. Pozostałe przychody operacyjne 13.11. Pozostałe koszty operacyjne 13.12. Przychody i koszty finansowe 13.12.1. Przychody finansowe 13.12.2. Koszty finansowe 13.13. (Strata)/odwrócenie straty z tytułu utraty wartości należności handlowych oraz pozostałych aktywów finansowych 13.14. Podatek dochodowy 13.14.1. Uzgodnienie efektywnej stawki podatku 13.14.2. Podatek odroczony 14. NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SPRAWOZDANIA Z SYTUACJI FINANSOWEJ 14.1. Rzeczowe aktywa trwałe 14.2. Wartości niematerialne oraz wartość firmy 14.2.1. Wartość firmy 14.2.2. Prawa majątkowe 14.3. Inwestycje w jednostkach współkontrolowanych i stowarzyszonych 14.4. Utrata wartości rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, wartości firmy i aktywów z tytułu praw do użytkowania 14.4.1. Stopa dyskonta 14.4.2. Główne założenia przyjęte w testach na utratę wartości aktywów na dzień 31 grudnia 2023 roku 14.4.3. Utworzenie i odwrócenie odpisów aktualizujących wartość rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, wartości firmy oraz aktywów z tytułu praw do użytkowania 14.5. Kapitał pracujący netto 14.5.1. Zapasy 14.5.2. Należności z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe należności 14.5.2.1. Zmiana stanu oczekiwanej straty kredytowej z tytułu należności handlowych 14.5.2.2. Analiza wiekowa należności z tytułu dostaw i usług oraz oczekiwanej straty kredytowej na 31 grudnia 2023 roku 14.5.3. Zobowiązania z tytułu dostaw i usług oraz pozostałe zobowiązania 14.5.4. Zmiana stanu zobowiązań krótkoterminowych z tytułu umów z klientami 14.6. Środki pieniężne 14.7. Kredyty, pożyczki i obligacje 14.7.1. Kredyty 14.7.2. Pożyczki 14.7.3. Obligacje 14.8. Dług netto i zarządzanie kapitałem 14.8.1. Zmiana stanu zobowiązań wynikających z działalności finansowej oraz długu netto 14.8.2. Polityka zarządzania kapitałem własnym 14.9. Kapitał własny 14.9.1. Kapitał podstawowy 14.9.2. Kapitał z emisji akcji powyżej ich wartości nominalnej 14.9.3. Akcje własne 14.9.4. Zyski zatrzymane 14.9.5. Kapitał własny przypadający udziałom niekontrolującym 14.9.6. Propozycja podziału zysku Jednostki Dominującej za 2023 rok oraz wypłaty dywidendy w 2024 roku 14.9.7. Podział zysku Jednostki Dominującej za 2022 rok 14.9.8. Zysk na jedną akcje 14.10. Instrumenty pochodne oraz pozostałe aktywa i zobowiązania 14.10.1. Instrumenty pochodne oraz pozostałe aktywa 14.10.1.1. Aktywa finansowe wyceniane w wartości godziwej przez inne całkowite dochody 14.10.2. Instrumenty pochodne oraz pozostałe zobowiązania 14.10.2.1. Przychody przyszłych okresów 14.11. Rezerwy 14.11.1. Rezerwa środowiskowa i na koszty likwidacji 14.11.2. Rezerwa na nagrody jubileuszowe i świadczenia po okresie zatrudnienia 14.11.3. Rezerwa na emisje CO2, certyfikaty energetyczne 14.11.4. Pozostałe rezerwy 15. NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO SPRAWOZDANIA Z PRZEPŁYWÓW PIENIĘŻNYCH 15.1. Zysk/(Strata) z tytułu różnic kursowych 15.2. Odsetki netto 15.3. (Zysk)/Strata na działalności inwestycyjnej 15.4. Zmiana stanu rezerw 15.5. Pozostałe korekty 15.6. Podatek dochodowy (zapłacony) 15.7. Wpływy ze sprzedaży akcji/udziałów w związku z realizacją Środków Zaradczych oraz zbycie 30% udziałów w Rafinerii Gdańskiej 15.8. Dywidendy 15.9. Nabycie akcji i udziałów pomniejszone o środki pieniężne 16. NOTY OBJAŚNIAJĄCE DO INSTRUMENTÓW FINANSOWYCH ORAZ RYZYKA FINANSOWEGO 16.1. Kategorie i klasy instrumentów finansowych 16.2. Pozycje dochodów, kosztów, zysków lub strat i innych całkowitych dochodów 16.3. Ustalanie wartości godziwej 16.3.1. Metody wyceny do wartości godziwej (hierarchia wartości godziwej) 16.4. Rachunkowość zabezpieczeń 16.5. Identyfikacja ryzyka 16.5.1. Ryzyko towarowe 16.5.1.1. Ryzyko zmiany cen produktów rafineryjnych i petrochemicznych oraz surowców 16.5.1.2. Ryzyko zmiany cen uprawnień do emisji (CO2) 16.5.2. Ryzyko zmian kursów walutowych 16.5.3. Ryzyko zmian stóp procentowych 16.5.4. Ryzyko płynności i kredytowe 17. POZOSTAŁE NOTY OBJAŚNIAJĄCE 17.1. Posiadane koncesje 17.2. Leasing 17.2.1. Grupa jako leasingobiorca 17.2.2. Grupa jako leasingodawca 17.3. Poniesione nakłady inwestycyjne oraz przyszłe zobowiązania z tytułu podpisanych kontraktów inwestycyjnych 17.4. Aktywa i zobowiązania warunkowe 17.4.1. Aktywa warunkowe 17.4.2. Zobowiązania warunkowe 17.5. Zabezpieczenia akcyzowe 17.6. Transakcje z podmiotami powiązanymi 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 17.6.2. Transakcje oraz stan rozrachunków spółek Grupy ORLEN z podmiotami powiązanymi 17.6.3. Transakcje z jednostkami powiązanymi ze Skarbem Państwa 17.7. Wynagrodzenie wynikające z umowy z podmiotem uprawnionym do badania sprawozdań finansowych 18. WYDARZENIA PO ZAKOŃCZENIU OKRESU SPRAWOZDAWCZEGO 18.1. Finalizacja przejęcia stacji paliw w Austrii 18.2. Transakcja nabycia spółki KUFPEC Norway AS 18.3. Zbycie Polski Gaz Towarzystwo Ubezpieczeń Wzajemnych 18.4. Powołanie spółki Baltic Offshore Service Solution Sp. z o.o. 18.5. Transakcja nabycia 100% udziałów spółki Farma Wiatrowa Szybowice sp. z o.o. 18.6. Wcześniejszy wykup obligacji przez B8 Sp. z o.o. BALTIC S.K.A. 18.7. Transakcja nabycia 50% udziałów spółki Elektrownia Ostrołęka sp. z o.o. 18.8. Transakcja nabycia 100% udziałów spółki Wena Projekt 2 Sp. z o.o. 18.9. Podpisanie umowy nabycia działalności projektowej i inżynieryjnej od spółek UNIS i UNIS Power (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=DE 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 = DE 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=DE 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 = DE 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 = DE 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 = DE 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