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 2023, (b) zaktualizowanych długoterminowych założeń: cen ropy, notowań głównych produktów rafineryjnych i petrochemicznych - na podstawie IHS Markit, cen gazu - w oparciu o krzywe forward dla TGE (Towarowa Giełda Energii) i THE (Trading Hub Europe) oraz projekcje IHS Markit, cen energii elektrycznej, praw do emisji CO₂ - opartych na danych KOBIZE(Krajowy Ośrodek Bilansowania i Zarządzania Emisjami), (c) raportów rezerw lub oceny służb technicznych, odpowiedzialnych za eksploatację złóż - dla aktywów segmentu Wydobycie, oraz (d) uwzględnienia głównych czynników klimatycznych i polityki transformacji energetycznej takich jak rosnące ceny CO₂, redukcja emisji CO₂ i wymagane nakłady inwestycyjne dla poszczególnych CGU, wpływ cen praw do emisji CO₂ na przychody ze sprzedaży produktów.

Przepływy pieniężne netto zostały zdyskontowane do ich wartości bieżącej przy zastosowaniu stóp dyskonta odzwierciedlających bieżące rynkowe oszacowania wartości pieniądza w czasie oraz ryzyka typowe dla wycenianych aktywów.

Główne założenia makro przyjęte do testów na utratę wartości na dzień 31 grudnia 2022 roku.

Po okresie prognozy zastosowano ekstrapolację przepływów uwzględniającą długoterminowy wskaźnik inflacji dla poszczególnych krajów.

Główne założenia makro przyjęte do testów na utratę wartości na dzień 31 grudnia 2021 roku.

Po okresie prognozy zastosowano ekstrapolację przepływów uwzględniającą długoterminowy wskaźnik inflacji dla poszczególnych krajów.

Przepływy pieniężne netto zaplanowane dla aktywów segmentu Rafineria i segmentu Petrochemia
Grupa ORLEN przeprowadziła testy na utratę wartości aktywów segmentu Rafineria i segmentu Petrochemia wykorzystując metodę zdyskontowanych przyszłych przepływów pieniężnych z działalności operacyjnej (wartość użytkowa).

Źródłem długoterminowych prognoz makroekonomicznych dla aktywów rafineryjnych i petrochemicznych jest IHS Markit oraz inne źródła pomocnicze (krzywe terminowe, predykcje banków, analizy agencji rządowych) a także analizy i opinie ekspertów w GK ORLEN uwzględniające następujące założenia:

• Według prognoz IHS, ropa naftowa nadal pozostanie głównym źródłem energii, a maksymalne zużycie nastąpi w roku 2030. Podobnie dla produktów rafineryjnych szczyt popytu przypadnie na rok 2030. Powodem będzie postępująca transformacja energetyczna (paliwa alternatywne, zmiana napędu pojazdów, innowacje technologiczne).
• Oczekuje się, że w średnim okresie podaż na rynku ropy będzie stopniowo spadać, a ceny surowca będą wspierane przez utrzymujące się niedobory gazu ziemnego.
• Nowe moce rafineryjne będą powstawać przede wszystkim w Azji i na Bliskim Wschodzie, w mniejszym stopniu w Ameryce Łacińskiej i Afryce.
• Rosnące prognozy notowań Brent dtd są skutkiem inwazji Rosji na Ukrainę.
• Zgodnie z prognozą IHS Brent dtd osiągnie poziom 95 USD/bbl w 2023 roku. W latach 2024-2025 cena ropy Brent dtd oscylować będzie na poziomie 88 USD/bbl. Dla kolejnych lat przewiduje się wzrost do poziomu 104 USD/bbl w roku 2033.
• Marża dla benzyn (różnica między notowaniem produktu a ceną ropy Brent dtd) w roku 2023 osiągnie poziom 229 USD/t w związku z przewidywanym niższym importem produktu głównie ze wschodu. W roku 2025 spadnie do 182 USD/t, a w kolejnych latach będzie stopniowo rosnąć do poziomu 205 USD/t w roku 2033.
• Prognozowany poziom 224 USD/t dla marży na ON (różnica między notowaniem produktu a ceną ropy Brent dtd) w 2023 roku spowodowany jest przewidywanym spadkiem dostępności produktów importowanych z Rosji ze względu na sankcje. Spodziewa się, że marża na ON w roku 2024 wynosić będzie 112 USD/t a w roku 2025 przewiduje się spadek do 98 USD/t. Od roku 2026 oczekuje się, że marża będzie stopniowo rosnąć do poziomu 118 USD/t w roku 2033. Główną przyczyną będzie wzrost popytu w regionie Azji i Pacyfiku.
• Prognozy marż na nafcie (różnica między notowaniem produktu a ceną ropy Brent dtd) systematycznie rosną ze względu na wzrost popytu na produkty petrochemiczne a tym samym zwiększone zapotrzebowanie na naftę. Oczekuje się, że w dłuższej perspektywie ceny nafty wzrosną w stosunku do benzyny, ponownie stając się kluczowym surowcem petrochemicznym. Zakłada się stabilny wzrost marży na nafcie z poziomu 95 USD/t w roku 2023 do 154 USD/t w roku 2033.
• W roku 2023 spread na Etylenie vs Nafta (różnica między notowaniem Etylenu a notowaniem Nafty) założono na poziomie 691 EUR/t, w roku 2033 na poziomie 695 EUR/t. Chiny pozostaną dominującym producentem i konsumentem etylenu. Ameryka Północna, która stoi przed końcem swojej ogromnej fali inwestycji petrochemicznych, będzie odpowiadać za około 20% nowej produkcji i popytu na etylen.
• W roku 2023 spread na Propylenie vs Nafta (różnica między notowaniem Propylenu a notowaniem Nafty) założono na poziomie 623 EUR/t, w roku 2033 na poziomie 669 EUR/t. Oczekuje się, że w ciągu najbliższych lat popyt na propylen powróci do historycznego trendu wzrostu, napędzany dalszym rozwojem gospodarczym gęsto zaludnionych regionów, takich jak Chiny i Indie.
• Prognozowana cena praw do emisji CO₂ zgodnie z założeniami przyjętymi w Grupie ORLEN.
• W przepływach finansowych do testów na utratę wartości uwzględniono stopniowy plan redukcji emisji CO₂ 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 CO₂. 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 2023 i aktualizacji prognoz makroekonomicznych na lata 2023-2033 uwzględniających powyżej opisane założenia. Scenariusze pesymistyczny i optymistyczny zostały zbudowane na jednym odchyleniu standardowym historycznej Marży Downstream dla lat 2012-2021 oraz na szacowanym prawdopodobieństwie wpływu cen praw do emisji CO₂ na przychody ze sprzedaży produktów rafineryjnych i petrochemicznych.

Dla każdego ze scenariuszy ustalono wagi prawdopodobieństwa na bazie rozkładu normalnego i oceny eksperckiej, w każdym przypadku przypisując większe prawdopodobieństwo zmaterializowania się scenariusza negatywnego niż pozytywnego, dla zachowania konserwatywnego podejścia.

Przepływy pieniężne netto zaplanowane dla aktywów segmentu Energetyka
Grupa ORLEN testy na utratę wartości głównych aktywów energetycznych przeprowadziła wykorzystując metodę dochodową w oparciu o zdyskontowaną wartość szacowanych przepływów z działalności operacyjnej (wartość użytkowa), z uwzględnieniem m.in. następujących założeń:

• Założenia makroekonomiczne stosowane w Grupie ORLEN w zakresie dedykowanych dla źródeł cen energii elektrycznej, ceny węgla kamiennego i gazu ziemnego, stawek rynku mocy dla rynku polskiego. W zakresie cen biomasy zastosowano prognozy Spółek Grupy ORLEN wykorzystujących ten surowiec.
• Prognozy cen energii przygotowano w oparciu o metodę krótkookresowych kosztów krańcowych dla kalkulowania godzinowych cen energii elektrycznej. Dla każdej godziny model określa grupę jednostek wytwórczych o najniższych kosztach zmiennych z uwzględnieniem priorytetów dla energii elektrycznej z jednostek cieplnych oraz energii elektrycznej z OZE.
• Prognozowana cena praw do emisji CO₂ zgodnie z założeniami przyjętymi w Grupie ORLEN.
• Ilość darmowych uprawnień do emisji CO₂ zgodnie z wykazem opublikowanym przez Ministra Środowiska RP na lata 2021-2025.
• Nakłady inwestycyjne o charakterze odtworzeniowym na poziomie zapewniającym utrzymanie zdolności produkcyjnych istniejących aktywów trwałych, w tym nakłady na dostosowanie poziomów emisji przemysłowych do wymogów Dyrektywy Parlamentu Europejskiego i Rady 2010/75/UE z dnia 24 listopada 2010 roku, w sprawie emisji przemysłowych oraz decyzji wykonawczej Komisji UE 2021/2326 w sprawie konkluzji najlepszych dostępnych technik (BAT) opublikowanej dnia 30 listopada 2021 roku.
• Utrzymanie wsparcia dla produkcji z istniejących odnawialnych źródeł energii w postaci przychodu z praw majątkowych oraz uwzględnienie dla części instalacji wygranych aukcji na sprzedaż energii elektrycznej z odnawianych źródeł energii i przychodu z mechanizmu FIT/FIP, zgodnie z Ustawą z dnia 20 lutego 2015 roku o odnawialnych źródłach energii wraz z jej późniejszymi zmianami (Dz.U. z 2017 poz. 1148).
• Przychody z rynku mocy zgodne z przepisami Ustawy z dnia 8 grudnia 2017 roku o rynku mocy, z późniejszymi zmianami (Dz. U. z 2021 r. poz. 1854, z 2022 r. poz. 2243), przy czym stawki zostały przyjęte na podstawie przeprowadzonych i wygranych w latach 2018-2022 aukcji oraz dla lat wykraczających poza zakontraktowany okres – na podstawie ścieżek cenowych (ceny wieloletnich kontraktów mocowych są corocznie waloryzowane zgodnie z regulacjami rynku mocy).
• Oszacowanie wpływu pakietu regulacji mających na celu przeciwdziałanie nadmiernemu wzrostowi cen energii elektrycznej i wprowadzające szereg rozwiązań, dotyczących przedsiębiorstw energetycznych oraz odbiorców energii elektrycznej, takich jak: (a) zasady mrożenia cen energii elektrycznej z taryf zatwierdzonych w 2022 roku, (b) limity zużycia energii elektrycznej dla odbiorców indywidualnych w 2023 roku, (c) zasady stosowania tzw. cen maksymalnych, (d) zasady obliczania odpisów na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny przez wytwórców energii elektrycznej oraz spółki obrotu, a także (e) zasady przyznawania i rozliczania rekompensat z Funduszu Wypłaty Różnicy Ceny dla spółek obrotu z tytułu stosowania tzw. cen maksymalnych. Kluczowe akty prawne wchodzące w skład wskazanego powyżej pakietu regulacji to:
  
  • ustawa z dnia 7.10.2022 r. o szczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców energii elektrycznej w 2023 r. w związku z sytuacją na rynku energii elektrycznej, z późn. zm. (Dz. U. z 2022 r. poz. 2127, 2243, 2687)
  • ustawa z dnia 27.10.2022 r. o środkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w 2023 r., z późn. zm. (Dz. U. z 2022 r. poz. 2243, 2687),
  • rozporządzenie Rady Ministrów z dnia 8.11.2022 r. w sprawie sposobu obliczania limitu ceny (Dz. U. z 2022 r. poz. 2284),
  • rozporządzenie z dnia 9.12.2022 r. zmieniające rozporządzenie w sprawie sposobu obliczania limitu ceny (Dz. U. z 2022 r. poz. 2631).
• Długość prognoz finansowych poszczególnych CGU określona została w taki sposób, aby przepływy pieniężne służące do kalkulacji wartości rezydualnej były jak najbardziej zbliżone do spodziewanych przepływów w latach kolejnych.
• Do ekstrapolacji prognozy przepływów na potrzeby kalkulacji wartości rezydualnej zastosowano stopę wzrostu wynoszącą 2,0%, co nie przewyższa średnich długoterminowych stóp inflacji w Polsce.

Przepływy pieniężne netto zaplanowane dla aktywów segmentu Detal
Grupa ORLEN przeprowadziła testy na utratę wartości aktywów segmentu Detal wykorzystując metodę zdyskontowanych przyszłych przepływów pieniężnych z działalności operacyjnej (wartość użytkowa) z uwzględnieniem następujących założeń:

• Marża paliwowa i pozapaliwowa w oparciu o założenia Planu Finansowego ORLEN i Grupy ORLEN na 2023 rok.
• Nakłady inwestycyjne o charakterze odtworzeniowym na poziomie zapewniającym utrzymanie sieci stacji paliw.

Przepływy pieniężne netto zaplanowane dla aktywów segmentu Wydobycie
Grupa ORLEN przeprowadziła testy na utratę wartości aktywów segmentu Wydobycie wykorzystując metodę zdyskontowanych przyszłych przepływów pieniężnych z działalności operacyjnej w oparciu o następujące założenia:

• Zasoby złóż dla aktywów Segmentu Wydobycie w Spółce ORLEN, Grupa LOTOS Upstream oraz PGNiG Upstream Norway AS zostały oszacowane w drodze oceny służb technicznych w oparciu o aktualne ścieżki cenowe węglowodorów, na podstawie których zgodnie z prognozą IHS w 2023 roku Brent dtd osiągnie w 2023 poziom 95 USD/bbl. W latach 2024-2025 cena ropy Brent dtd oscylować będzie na poziomie 88 USD/bbl. Dla kolejnych lat przewidywany jest wzrost do poziomu 104 USD/bbl osiągniętego w 2033 roku. Ceny gazu ziemnego oszacowano w oparciu o krzywe forward dla TGE (Towarowa Giełda Energii) i THE (Trading Hub Europe) oraz projekcje IHS Markit i przewiduje się poziom 613 PLN/MWh w roku 2023. W latach 2024-2025 cena gazu ziemnego będzie oscylować średnio na poziomie 327 PLN/MWh. W latach 2026-2033 przewiduje się spadek do poziomu 132 PLN/MWh w roku 2033.
• Dla aktywów segmentu Wydobycie w Spółkach ORLEN Upstream Polska i ORLEN Upstream Kanada zostały przygotowane Raporty Rezerw obejmujące aktualne szacunki cen ropy, gazu i kondensatów.
• W przepływach pieniężnych dla aktywów zlokalizowanych na terenie Polski wydobywających gaz ziemny ujęto Ustawowy obowiązek przekazania w 2023 roku gazowego odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Cen.
• Nakłady inwestycyjne na poziomie zapewniającym optymalną efektywność przy założonych cenach.
• Wolumeny produkcji uwzględniają aktualną ocenę perspektywiczności eksploatowanych złóż oraz aktywów poszukiwawczych.
• Dla aktywów segmentu Wydobycie w Spółce ORLEN, ORLEN Upstream Polska i LOTOS Exploration and Production Norge AS (LOTOS E&P Norge) obliczono wartość użytkową.
• Dla aktywów segmentu Wydobycie w Spółce PGNiG Upstream Norway AS i ORLEN Upstream Kanada obliczono wartość godziwą pomniejszoną o koszty doprowadzenia do sprzedaży (poziom wyceny 3, jak zdefiniowano w MSSF 13 – Wycena wartości godziwej).

Przepływy pieniężne netto zaplanowane dla aktywów segmentu Gaz
Grupa ORLEN przeprowadziła testy na utratę wartości aktywów segmentu Gaz wykorzystując metodę zdyskontowanych przyszłych przepływów pieniężnych z działalności operacyjnej (wartość użytkowa) z uwzględnieniem następujących założeń:

• Ceny gazu ziemnego oszacowano w oparciu o krzywe forward dla TGE (Towarowa Giełda Energii) i THE (Trading Hub Europe) oraz projekcje IHS Markit i przewiduje się poziom 613 PLN/MWh w roku 2023. W latach 2024-2025 cena gazu ziemnego będzie oscylować średnio na poziomie 327 PLN/MWh. W latach 2026-2033 przewiduje się spadek do poziomu 132 PLN/MWh w roku 2033.
• W przepływach pieniężnych dla aktywów zlokalizowanych na terenie Polski wydobywających gaz ziemny ujęto Ustawowy obowiązek przekazania w 2023 roku gazowego odpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Cen.
• Nakłady inwestycyjne o charakterze odtworzeniowym na poziomie zapewniającym utrzymanie aktywów.

Kluczowe czynniki klimatyczne zaplanowane do ustalenia wartości odzyskiwalnej aktywów
Polityka Unii Europejskiej powoduje, iż rosnące ceny uprawnień do emisji CO₂ wraz z ograniczeniem darmowych uprawnień sprawiają, że koszty CO₂ są jednym z istotnych czynników negatywnie wpływających na osiągane wyniki finansowe. Prognozy cen uprawnień do emisji CO₂ przywidują osiągnięcie poziomu 147 EUR/t w roku 2033, zgodnie z wyżej przedstawionymi założeniami.

Obecna strategia wyznacza ambitne „zielone” cele – w zakresie dekarbonizacji, wpisujące się w globalne trendy i pozwalające na osiągnięcie celu neutralności emisyjnej Grupy ORLEN do 2050 roku. Do osiągnięcia realizacji celu strategicznego Grupa ORLEN w przepływach pieniężnych dla głównych aktywów produkcyjnych segmentów Rafineria i Petrochemia w spółkach ORLEN, ORLEN Unipetrol oraz ORLEN Lietuva uwzględniła niezbędne wydatki inwestycyjne związane z dekarbonizacją i zaplanowała stopniową redukcję emisji CO₂ do poziomu -25% w roku 2030 zgodnie z ogłoszoną Strategią :