Otoczenie regulacyjne

W ramach prowadzonej polityki zarządzania ryzykiem regulacyjnym, PKN ORLEN i pozostałe spółki Grupy ORLEN, prowadzą oparty o obowiązujące przepisy prawa, w pełni transparentny, otwarty dialog obejmujący między innymi: opiniowanie projektów nowych rozwiązań legislacyjnych na poziomie ustawodawstwa krajowego oraz unijnego, koordynację relacji Koncernu z regulatorami, organami nadzoru lub kontroli oraz realizację procesu uzyskiwania i zarządzania pozwoleniami w Koncernie.

Poniżej zostały przedstawione kluczowe szanse oraz ryzyka wynikające z otoczenia regulacyjnego w Polsce, w związku z prowadzoną w Grupie ORLEN działalnością gospodarczą.

Podmioty z Grupy ORLEN podlegają unijnej regulacji ustanawiającej system handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (tzw. „Dyrektywa EU ETS”), która wpisuje się w ramy unijnej polityki klimatyczno-energetycznej do roku 2030, Europejski Zielony Ład oraz w horyzoncie długoterminowym – w porozumienie paryskie. Celem Dyrektywy EU ETS jest skuteczne gospodarczo wspieranie redukcji emisji gazów cieplarnianych, w sposób racjonalny pod względem kosztów.

Źródła wytwórcze energii cieplnej i elektrycznej (PKN ORLEN oraz Grupa Energa) oraz kompleksy produkcyjne należące do spółek z Grupy ORLEN, tj. rafineria, instalacja olefin w Płocku (PKN ORLEN), instalacja amoniaku we Włocławku (ANWIL), są największymi emitentami dwutlenku węgla w Grupie ORLEN. Łączna ilość uprawnień do emisji, nieodpłatnie przyznanych instalacjom spółek Grupy ORLEN w pierwszej fazie IV okresu rozliczeniowego EU ETS (2021-2030) na podstawie Decyzji Komisji z dnia 29 czerwca 2021 r. (Dz. U. UE 2021/C 302/01), nie jest wystarczająca do pokrycia całkowitych emisji, a w konsekwencji spółki zmuszone są do zakupu dodatkowych uprawnień, co generuje dodatkowe koszty.

W ramach pakietu Fit for 55, Komisja Europejska zaproponowała zmiany Dyrektywy EU ETS, które znacząco zwiększają ambicje redukcji emisji w UE do 2030 roku – z dotychczasowych 43% na 62% (wraz z rozszerzeniem o transport morski) w porównaniu z 2005 rokiem. Propozycje zakładają m.in. redukcję pułapu limitu uprawnień do emisji, niższe poziomy wskaźników emisyjności przy darmowych alokacjach emisji, możliwość uwzględnienia wychwytywania i utylizacji CO2 w produktach (CCU) czy oddzielny system ETS dla transportu drogowego oraz budownictwa. Dodatkowe propozycje legislacyjne przewidują przegląd mechanizmu rezerwy rynkowej (ang. Market Stability Reserve – MSR) oraz wprowadzenie granicznego mechanizmu dostosowania cen pod względem emisji – CBAM (ang. Carbon Border Adjustment Mechanism) jako alternatywa dla bezpłatnej alokacji uprawnień do emisji, m.in. w przypadku nawozów i energii elektrycznej.

W efekcie przyjęcia przez Komisję Europejską nowych Wytycznych w sprawie niektórych środków pomocy państwa w kontekście systemu handlu przydziałami emisji gazów cieplarnianych po 2021 roku, prowadzone były prace nad nowelizacją ustawy o systemie rekompensat dla sektorów i podsektorów energochłonnych. Nowela zmieniła zakres sektorów kwalifikujących się do rekompensat kosztów pośrednich – z jednej strony przewidziała objęcie pomocą przemysłu rafineryjnego i wodoru, ale z drugiej wyłączyła z pomocy sektor produkcji nawozów azotowych i sektor petrochemiczny. Po udanej notyfikacji pomocy państwa w Komisji Europejskiej, ustawa będzie mieć zastosowanie do rekompensat w latach 2021 – 2030.

Spółki Grupy ORLEN objęte EU ETS kontynuowały zaangażowanie w prace na poziomie legislacyjnym i regulacyjnym w kraju nad projektem ustawy o zmianie ustawy o systemie handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych oraz ustawy – Prawo ochrony środowiska. Ustawa ma na celu ustanowienie zasad funkcjonowania Funduszu Transformacji Energetyki (FTE), które jako narzędzie pozwalające na wydatkowanie puli środków finansowych na cele służące realizacji kapitałochłonnych działań zmierzających do ograniczenia emisji gazów cieplarnianych w sektorze energetycznym, ma szanse zwiększyć udział odnawialnych źródeł energii i wzrost efektywności energetycznej w Polsce.

Ustawa z dnia 25 sierpnia 2006 r. o biokomponentach i biopaliwach ciekłych nakłada na PKN ORLEN obowiązek realizacji Narodowego Celu Wskaźnikowego („NCW”), tj. zapewnienia minimalnego udziału biokomponentów w danym roku kalendarzowym w paliwach ciekłych i biopaliwach ciekłych wprowadzanych na rynek lub zużywanych na potrzeby własne. W przypadku niewykonania NCW na zobowiązany podmiot może zostać nałożona wysoka kara, która zostanie skalkulowana w oparciu o wzór zamieszczony
w ustawie. Minimalny udział biokomponentów w danym roku kalendarzowym wynosi 3,2% w benzynach silnikowych w latach 2020-2022 a w oleju napędowym 4,95% w 2021 r.; 5% w 2022 r. i 6,2% w latach kolejnych. Od 2015 roku biokomponenty wykorzystywane do realizacji NCW muszą spełniać Kryteria Zrównoważonego Rozwoju określone w unijnych i krajowych przepisach prawnych, w przeciwnym razie nie mogą być kwalifikowane do realizacji NCW. Na lata 2021–2024 ustala się następującą wysokość NCW (tzw. poziom bazowy): 1) 8,7% – na 2021 r.; 2) 8,8% – na 2022 r.; 3) 8,9% – na 2023 r.; 4) 9,1% – na 2024 r. Ustawa określa przesłanki realizacji obniżonego poziomu NCW poprzez zastosowanie współczynnika redukcyjnego, który w latach 2020-2022 wynosi 0,82 oraz daje prawo do wykonania NCW poprzez uiszczenie opłaty zastępczej obliczanej w oparciu o wzór zamieszczony w ustawie, o ile dany poziom bazowy NCW zostanie zrealizowany na poziomie 80% w latach 2020 -2022 a w latach kolejnych na poziomie 85%.

Ustawa z dnia 25 sierpnia 2006 r. o systemie monitorowania i kontrolowania jakości paliw nakłada na PKN ORLEN S.A. obowiązek obniżenia emisyjności paliw stosowanych w transporcie w stosunku do emisji referencyjnej z 2010 r. – Narodowy Cel Redukcyjny (,,NCR”). Minimalna roczna wartość ograniczenia emisji wynosi 6%.

W przypadku niewykonania NCR może zostać nałożona wysoka kara, która zostanie skalkulowana w oparciu o wzór zamieszczony w ustawie. Ustawa daje prawo do wykonania NCR wspólnie z innymi podmiotami, które zajmują się produkcją lub importem do Polski paliw niskoemisyjnych (LPG, CNG, LNG) oraz poprzez zakup certyfikatów wartości redukcji emisji gazów cieplarnianych w segmencie wydobywczym (UER) a od 2021 r. poprzez uiszczenie opłaty zastępczej obliczanej w oparciu o wzór zamieszczony w ustawie, o ile dany minimalny poziom realizacji NCR wyniesie 1) 4% w 2021 r.; 2) 4,1% w 2022 r.;3) 4,5% w 2023 r.; 4) 5 % w 2024 r.

Koncern 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 („Ustawa o Zapasach”) związanym z tworzeniem i utrzymywaniem zapasów obowiązkowych ropy naftowej oraz paliw.

W ramach uregulowań w tym przedmiocie, producenci i handlowcy w zamian za stopniowe zmniejszenie obowiązku fizycznego utrzymywania zapasów obowiązkowych na rzecz zapasów agencyjnych utrzymywanych przez Rządową Agencję Rezerw Strategicznych, mają obowiązek uiszczania opłaty zapasowej, począwszy od 1 stycznia 2015 roku.

Będąc producentem i handlowcem, Koncern jest zobowiązany, od 31 grudnia 2017 roku, do tworzenia i utrzymywania minimalnych poziomów zapasów obowiązkowych ropy naftowej lub paliw w wysokości 53 dni w oparciu o wielkość średniej dziennej produkcji paliw lub przywozu ropy naftowej lub paliw, zrealizowanych przez producenta lub handlowca w poprzednim roku kalendarzowym. Ponadto wypełnianie obowiązków ustawowych w zakresie tworzenia i utrzymywania zapasów obowiązkowych ropy naftowej i paliw wiąże się także z uiszczaniem opłaty zapasowej na rzecz Funduszu Zapasów Interwencyjnych, którego dysponentem jest Prezes Rządowej Agencji Rezerw Strategicznych.

Dodatkowo, nieutrzymywanie wymaganych poziomów zapasów obowiązkowych lub naruszenie innych obowiązków wynikających z Ustawy o Zapasach, wiąże się z ryzykiem wysokich kar administracyjnych.

W roku 2020 rozszerzono minimalny wykaz surowców, produktów oraz paliw objętych systemem zapasów interwencyjnych oraz stanowiących podstawę do wyliczenia opłaty zapasowej.

W 2021 roku PKN ORLEN był aktywnym interesariuszem w trakcie procesów legislacyjnych dotyczących zmian do regulacji podatkowych oraz administracyjnych mających na celu przeciwdziałanie zjawisku przestępczości w obrocie paliwami ciekłymi (tzw. szara strefa), który od lat stanowi problem branży paliwowej.

Uwaga Koncernu skoncentrowała się na pracach nad planowaną zmianą w zakresie ustawy o systemie monitorowania drogowego i kolejowego przewozu towarów oraz obrotu paliwami opałowymi, a także ustawy Prawo energetyczne. Potrzeba wprowadzenia rozwiązań określonych w projekcie ustawy wynika z dążenia do dalszego uszczelnienia systemu podatkowego w zakresie obrotu paliwami silnikowymi takimi jak benzyny, olej napędowy i gaz płynny (LPG). Mimo podejmowanych przez Ministerstwo Finansów i organy Krajowej Administracji Skarbowej działań takich jak wdrożenie pakietu paliwowego i pakietu przewozowego na rynku obrotu paliwami nadal istnieje możliwość wprowadzania do obrotu produktów ropopochodnych (odbarwiony olej napędowy pierwotnie przeznaczony do celów opałowych, produkty z ponad 30% dodatkiem OXO, oleje smarowe), niespełniających wymogów dla paliw silnikowych. Niespełniające ww. wymogów wyroby mają negatywny wpływ na konkurencyjność przedsiębiorstw produkujących paliwa oraz tych przedsiębiorców, którzy zajmują się dalszą sprzedażą wyrobów poza procedurą zawieszenia poboru akcyzy i czynią to zgodnie z obowiązującymi przepisami.

Projektowane rozwiązania mają na celu usprawnienie procesu kontroli nad obrotem tymi wysoko wrażliwymi wyrobami akcyzowymi przy wykorzystaniu obecnie funkcjonujących na podstawie ustawy z dnia 9 marca 2017 roku o systemie monitorowania drogowego i kolejowego przewozu towarów oraz obrotu paliwami opałowymi, rozwiązań legislacyjnych i narzędzi informatycznych (system monitorowania przewozu towarów), które pozwalają na bieżące monitorowanie przewozu benzyn i oleju napędowego oraz obrotu (sprzedaży) tych wyrobów akcyzowych. Zawarte w projekcie zmiany w zakresie ustawy Prawo energetyczne pozwolą na redukcję nadużyć w zakresie obrotu paliwami ciekłymi, w szczególności smarami oraz zapewnią przejrzystość obrotu w obszarach dotychczas niemonitorowanych.

Dodatkowo Koncern aktywnie uczestniczy od 2021 roku w pracach nad budową systemu teleinformatycznego Platforma Paliwowa, do którego została zobowiązana Rządowa Agencja Rezerw Strategicznych. System ma umożliwiać gromadzenie i analizę danych przedkładanych przez przedsiębiorstwa zajmujące się produkcją, przywozem, wywozem, obrotem (wewnętrznym i zewnętrznym), magazynowaniem i przeładunkiem paliw oraz elektronizację procesów wynikających z przepisów prawa. Budowa systemu ma pomóc w szczególności w uszczelnieniu rynku paliwowego. Dzięki budowie Platformy Paliwowej możliwe będzie zapewnienie pełniejszej kontroli nad rynkiem paliwowym poprzez umożliwienie porównania danych przedkładanych przez przedsiębiorstwa paliwowe oraz zapewnienie dostępu on-line do tych danych dla podmiotów zajmujących się regulacjami dotyczącymi rynku paliwowego oraz organów kontrolnych. PKN ORLEN bierze także udział w pracach legislacyjnym dotyczących nowych kompetencji Inspekcji Handlowej w zakresie kontroli paliw ciekłych (rozszerzenie zakresu badań oleju napędowego), które mają na celu uszczelnienie rynku paliw ciekłych.

PKN ORLEN podejmował także inicjatywy mające na celu uszczelnienie rynku paliw ciekłych w formule dialogu z organami regulującymi rynek paliw ciekłych w Polsce, w szczególności z Prezesem Urzędu Regulacji Energetyki, Prezesem Rządowej Agencji Rezerw Strategicznych Ministrem Finansów – Krajową Administracją Skarbową, Ministrem Klimatu i Środowiska czy Ministrem Infrastruktury jak również w ścisłej współpracy z klientami oraz partnerami biznesowymi Koncernu.

W 2018 roku ustawa o systemie monitorowania drogowego przewozu towarów, czyli tzw. system SENT została rozszerzona o monitoring także transportu kolejowego towarów wrażliwych podatkowo, a także uzupełniono wymagania dla monitorowania transportu o konieczność przekazywania danych geolokalizacyjnych środków transportu (lokalizatory) przewożących te towary. Powyższe zmiany w połączeniu z wcześniejszymi rozwiązaniami wprowadzonymi tzw. pakietem paliwowym i pakietem energetycznym, mają na celu utrwalenie pozytywnego efektu ograniczenia zjawiska szarej strefy poprzez zwiększenie skuteczności nadzoru nad tym rynkiem.

W 2019 roku rozszerzono tę regulację o wdrożenie tzw. „pakietu opałowego”, który zakłada wykorzystanie systemu SENT w celu uszczelniania dostaw paliw opałowych do konsumentów, a także objęto monitoringiem dostawy gazu płynnego (LPG) do celów transportowych. Przedmiotowa regulacja ma przeciwdziałać nadużyciom podatkowym, poprzez między innymi: zastąpienie papierowych oświadczeń akcyzowych potwierdzających odbiorców olejów na cele opałowe, elektroniczne potwierdzenia dostaw połączone z monitoringiem SENT oraz eliminację zjawiska nielegalnego wykorzystania gazu płynnego (LPG) do celów grzewczych jako paliwa transportowego.

Koncern bierze czynny udział we wszystkich etapach prac legislacyjnych dot. systemu SENT, w tym dotyczących rozszerzania zakresu monitoringu przewozu o kolejne kategorie towarów wrażliwych oraz wyłączenia z SENT monitoringu przewozu towarów, które objęte są innym systemem EMCS PL2.

Zarządzanie tym obszarem w Koncernie oparte jest o opracowany i wdrożony przez spółkę ORLEN Upstream odpowiedni zintegrowany system zarządzania. Niezależnie, kluczowe znaczenie regulacyjne dla tego segmentu działalności Grupy ORLEN w Polsce ma ustawa – Prawo geologiczne i górnicze. W 2018 roku przeprowadzono jej nowelizację polegającą na wprowadzeniu drugiej (obok przetargu) procedury udzielania koncesji węglowodorowych, tzw. procedurę „open door”, która daje możliwość przeprowadzenia postępowania przetargowego na wniosek przedsiębiorcy. Doprecyzowano również zasady korzystania z tzw. prawa pierwszeństwa. Nowe brzmienie przepisu zakłada, że przedsiębiorca jest uprawniony do wnioskowania, w określonym ustawą terminie, o ustanowienie na jego rzecz użytkowania górniczego z pierwszeństwem przed innymi. Ponadto, zmieniono konstrukcję umów o współpracy dotyczących wspólnych operacji górniczych, które już stosowane są powszechnie w innych państwach. Usunięto przepis, który nakazuje, aby udział operatora w kosztach i zyskach, które wynikają ze współpracy przedsiębiorstw przekraczał 50%. Przepis ten daje większą swobodę zawierania przedmiotowych umów, a jednocześnie nie zagraża prawidłowej ich realizacji, ponieważ operator nadal pozostanie odpowiedzialny za realizację obowiązków koncesyjnych i ustawowych.

W IV kwartale 2021 roku został skierowany przez stronę rządową do konsultacji i opiniowania projekt nowelizacji ustawy – Prawo geologiczne i górnicze, które zakłada powstanie nowego działu administracji rządowej pod nazwą „GEOLOGIA”, wzmocnienie systemu ochrony prawnej dla występujących w Polsce udokumentowanych złóż kopalin w celu efektywnego zarządzania nimi, umożliwienia składowania CO₂ w górotworze, zarówno w obszarach morskich i lądowych oraz w strukturach złożowych węglowodorów, a także podziemnego bezzbiornikowego magazynowania substancji, w tym wodoru.

Należy ponadto zauważyć, że podjęcie i prowadzenie działalności w zakresie geologii i górnictwa wymaga spełnienia określonych warunków również poza prawem geologicznym i górniczym. W szczególności dotyczy to systemu oddziaływania na środowisko tego typu przedsięwzięć, planowania i zagospodarowania przestrzennego, postępowania z odpadami, gospodarki wodnej czy też obciążeń podatkowych.