14.4.2 Główne założenia przyjęte w testach na utratę wartości aktywów na dzień 31 grudnia 2021 roku

Testy na utratę wartości aktywów zostały przeprowadzone w oparciu o przyszłe oczekiwane przepływy pieniężne netto, opracowane na bazie (i) założeń makroekonomicznych i projekcji wyników finansowych ujętych w Planie Finansowym PKN ORLEN i Grupy ORLEN na rok 2022, (ii) zaktualizowanych na podstawie IHS Markit założeń makroekonomicznych dla cen ropy i głównych produktów rafineryjnych i petrochemicznych, zaktualizowanych na bazie krzywych terminowych cen gazu i praw do emisji CO2, cen energii elektrycznej jak również (iii) raportów rezerw dla aktywów segmentu Wydobycie. 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.

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, ceny świadectw pochodzenia oraz ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla. W zakresie cen biomasy zastosowano prognozy Spółek Grupy ORLEN wykorzystujących ten surowiec. 
• Ilość darmowych uprawnień do emisji CO2 na lata 2022-2025 zgodnie z wykazem opublikowanym przez Ministra Środowiska RP.
• 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. 
• Przychody z rynku mocy zgodne z przepisami Ustawy z dnia 8 grudnia 2017 roku o rynku mocy, z późniejszymi zmianami, przy czym stawki zostały przyjęte na podstawie przeprowadzonych i wygranych w latach 2018-2021 aukcji oraz dla lat wykraczających poza zakontraktowany okres – na podstawie ścieżek cenowych.

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) uwzględniające następujące założenia:

• Zakłada się, że najbliższe 2-3 lata będą okresem odbicia światowego PKB, który w roku 2022 osiągnie poziom 4,5%. Sukcesy w zakresie szczepień i potężne bodźce fiskalne doprowadzą do wzrostu światowego popytu na ropę. Pandemia będzie wywierać wpływ na światowy PKB do 2024-2025 roku, a potem nastąpi stabilizacja ze średniorocznym wzrostem na poziomie ok. 2,6%. Dodatkowym silnym bodźcem do wzrostu europejskiego zapotrzebowania na produkty naftowe jest ich substytucyjność względem gazu ziemnego.
• Rafinerie w okresie 2022-2023 osiągną przeroby z roku 2019. Do 2025 roku światowy przerób wzrośnie o 1 Mb/d, a do 2033 roku o 2,3 Mb/d w stosunku do 2019 roku, potem zacznie spadać. Pandemia COVID19 przyspieszyła działania racjonalizacyjne w rafineriach. Rafinerie europejskie będą pod presją wysokich kosztów środowiskowych.
• Zakłada się wejście regulacji Komisji Europejskiej dotyczącej funkcjonowania granicznego podatku węglowego tzw. CBAM (carbon border adjustment mechanism).
• Prognozowana Modelowa Marża Downstream (MMD) na bazie aktualnych założeń makroekonomicznych dla roku 2022 na poziomie ok. 8,7 USD/bbl. Utrzymanie niskich marż przewidywane również w kolejnych dwóch latach, dopiero od 2024 roku marża wraca do historycznych średnich poziomów i w roku 2030 osiąga poziom 14,6 USD/bbl.
• Ropa naftowa nadal pozostanie głównym źródłem energii, a jej maksymalne światowe zużycie nastąpi około roku 2033. Zakłada się przyspieszenie transformacji energetycznej, rosnący udział paliw alternatywnych, zmianę napędu pojazdów, innowacje technologiczne. W tej sytuacji zaopatrzenie w ropę pozostanie niezagrożone, a potencjalne okresowe cenowe presje popytowe będą szybko łagodzone przez elastyczność uruchamiania złóż łupkowych.
• Zgodnie z prognozą IHS obecne wysokie poziomy cen ropy Brent DTD utrzymają się w roku 2022 na poziomie 78 USD/bbl  by osiągnąć poziom 75 USD/bbl w roku 2030. Średni poziom cen ropy Brent DTD dla lat 2022-2030 kształtuje się  na poziomie ok. 70 USD/bbl.
• Oczekuje się, że europejski popyt na Benzynę powróci do poziomu z lat 2015-2019 w bardzo krótkim czasie, dzięki sukcesywnemu odchodzeniu rynku od oleju napędowego. Zakłada się wzrost marż Crack na Benzyny (różnica między notowaniem benzyn a ceną ropy) od 151 USD/t w 2022 roku do 159 USD/t w 2030 przy średnim poziomie147 USD/t  w latach 2022-2030.
• Zakłada się, że marże dla ON będą ulegały stopniowej poprawie, gdy świat odbuduje się po COVID-19. W Europie flota samochodów osobowych z silnikiem Diesla będzie nadal przestawiać się na alternatywne rozwiązania ze względu na presję dotyczącą redukcji emisji. W dłuższej perspektywie oczekuje się, że marże dla ON będą wspierane przez wykorzystanie oleju napędowego jako paliwa bunkrowego po wprowadzeniu regulacji IMO w 2020 r. Zakłada się wzrost marż Crack na ON (różnica między notowaniem ON a ceną ropy) od 90 USD/t w 2022 roku do 110 USD/t w 2030 przy średnim poziomie 96 USD/t  w latach 2022-2030.
• Przewidywany jest wzrost popytu na produkty petrochemiczne co wpływa na zwiększone zapotrzebowanie na Naftę. W perspektywie długoterminowej zakłada się wyższe marże na rynkach produktów petrochemicznych, a tym samym wyższy popyt na Naftę.  Ceny Nafty podążają za rosnącym popytem azjatyckim, ponieważ europejska nadwyżka jest lokowana na Dalekim Wschodzie. Popyt w Azji ma znacznie wzrosnąć w latach 2025-2030, głównie z powodu braku alternatywnych surowców, aby zaspokoić wysokie zapotrzebowanie na tworzywa sztuczne. Zakłada się poziom notowań Nafty od 645 USD/t w 2022 roku do 670 USD/t w 2030 przy spadku notowań w latach 2023 -2024.  Średni poziom notowań w latach 2022-2030 wynosi 612 USD/t.
• W roku 2022 spread na Etylenie vs Nafta (różnica między notowaniem Etylenu  a notowaniem Nafty) założono na poziomie 575 EUR/t, w roku 2030 na poziomie 645 EUR/t . Dla lat 2022-2030 średni poziom spreadu wynosi 587 EUR/t.
• W latach 2022-2025, oczekuje się że światowa konsumpcja Propylenu będzie nadal rosła, napędzana głównie przez rozwijające się rynki w Azji, w szczególności Chiny i Indie. Polipropylen będzie nadal napędzał globalny wzrost popytu na propylen. W horyzoncie długoterminowym spodziewany jest wzrost spreadu na Propylenie vs Nafta (różnica między notowaniem Propylenu  a notowaniem Nafty) wynikający z prognozowanego wzrostu popytu w Europie oraz na świecie. W roku 2022 spread na Propylenie vs Nafta założono na poziomie 562 EUR/t, w roku 2030 na poziomie 609 EUR/t . Dla lat 2022-2030 średni poziom spreadu wynosi 552 EUR/t.
• W przepływach finansowych do testów na utratę wartości uwzględniono stopniowy plan redukcji emisji CO2 do poziomu -20% w roku 2030 zgodnie ze Strategią Dekarbonizacji Grupy ORLEN.
• Nakłady inwestycyjne o charakterze odtworzeniowym na poziomie zapewniającym utrzymanie zdolności produkcyjnych istniejących aktywów trwałych.

Grupa ORLEN przeprowadziła testy na utratę wartości głównych aktywów produkcyjnych w oparciu o analizę scenariuszową. Dla CGU Rafineria (PKN ORLEN, ORLEN Lietuva, ORLEN Unipetrol) i CGU Petrochemia (PKN ORLEN, ORLEN Unipetrol) zdefiniowano trzy scenariusze: bazowy, pesymistyczny i optymistyczny. Scenariusz bazowy opiera się bezpośrednio na głównych założeniach makroekonomicznych z Planu Finansowego 2022 i aktualizacji prognoz makroekonomicznych na lata 2023-2030 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 Wydobycie

Grupa ORLEN przeprowadziła testy na utratę wartości aktywów segmentu Wydobycie wykorzystując metodę zdyskontowanych przyszłych przepływów pieniężnych z działalności operacyjnej (dla segmentu Wydobycie w Polsce podstawą była wartość użytkowa, dla segmentu Wydobycie w Kanadzie podstawą była wartość godziwa pomniejszona o koszty doprowadzenia do sprzedaży) z uwzględnieniem następujących założeń:

• Raporty Rezerw dla aktywów segmentu Wydobycie zlokalizowanych na terenie Polski i Kanady zostały przygotowane przez niezależne firmy.
• Raporty Rezerw obejmują aktualne szacunki cen ropy, gazu i kondensatów.
• 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 zlokalizowanych na terenie Polski obliczono wartość użytkową.
• Dla aktywów segmentu Wydobycie zlokalizowanych na terenie Kanady 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 Detal

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

• Marża paliwowa i pozapaliwowa w oparciu o założenia Planu Finansowego PKN ORLEN i Grupy ORLEN na 2022 rok.
• Nakłady inwestycyjne o charakterze odtworzeniowym na poziomie zapewniającym utrzymanie sieci stacji paliw.