14.4.1. GŁÓWNE ZAŁOŻENIA PRZYJĘTE W TESTACH NA UTRATĘ WARTOŚCI AKTYWÓW NA DZIEŃ 31 GRUDNIA 2020

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 2021, (ii) założeń makroekonomicznych ujętych w Strategii 2030, oraz (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 cen energii elektrycznej BASE i PEAK, ceny węgla kamiennego i gazu ziemnego oraz ceny uprawnień do emisji dwutlenku węgla. Prognozy zostały przygotowane do 2030 roku włącznie, w związku z tym dla lat dalszych dokonano ekstrapolacji danych z ostatniego roku projekcji. W zakresie cen świadectw pochodzenia energii, cen biomasy oraz stawek rynku mocy dla rynku polskiego przyjęto prognozy na podstawie raportu przygotowanego dla Grupy przez niezależny podmiot. Prognoza została przygotowana w perspektywie do 2065 roku.
• Ilość darmowych uprawnień do emisji CO2 na 2021 rok zgodnie z Rozporządzeniem Rady Ministrów z dnia 31 marca 2014 roku (poz. 439) w sprawie wykazu instalacji innych niż wytwarzające energię elektryczną, objętych systemem handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych w okresie rozliczeniowym rozpoczynającym się od dnia 1 stycznia 2013 r., oraz 8 kwietnia 2014 roku (poz. 472) w sprawie wykazu instalacji wytwarzających energię elektryczną, objętych systemem handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych w okresie rozliczeniowym rozpoczynającym się od dnia 1 stycznia 2013 r., wraz z przyznaną im liczbą uprawnień do emisji.
• 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 2017/1442 w sprawie konkluzji najlepszych dostępnych technik (BAT) opublikowanej dnia 17 sierpnia 2017 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 zgodnie z Ustawą z dnia 20 lutego 2015 roku o odnawialnych źródłach energii wraz z jej późniejszymi zmianami (Dz.U. 2017 nr 0, poz. 1148).
• Przychody z rynku mocy zostały przyjęte 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 2019 oraz 2020 roku 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 jest IHS Markit, dla aktywów petrochemicznych Nexant uwzględniające następujące założenia:

• Pandemia COVID-19 będzie miała długoterminowy wpływ na globalną gospodarkę.
• Szczepionka przeciw COVID-19 pojawi się w połowie 2021, ale będzie powszechnie dostępna na świecie na początku 2022.
• Lata 2021-2022 będą okresem odbicia światowego PKB (+3,7%/rok). Od 2023 roku nastąpi powrót do stabilnego wzrostu na poziomie ok. 2,8%/rok.
• Prognozowana Modelowa Marża Downstream (MMD) na bazie założeń makroekonomicznym przyjętych w Strategii 2030 dla roku 2021 rok na poziomie ok. 9 $/bbl, znacznie poniżej historycznych poziomów. Utrzymanie niskich marż przewidywane również w kolejnych trzech latach, dopiero od 2024 roku marża wraca do historycznych średnich poziomów. Po roku 2024 prognozowane jest bardziej dynamiczne odbicie MMD ze względu na prognozowane wyższe marże produktów petrochemicznych oraz rafineryjnych.
• Ropa naftowa nadal pozostanie głównym źródłem energii a jej maksymalne światowe zużycie nastąpi ok. roku 2035. Dla ropy Brent DTD dla całego prognozowanego okresu przyjęto średnio roczną dynamikę wzrostu ceny na poziomie 8%. Zakłada się stabilizację sytuacji na globalnym rynku i stopniowy wzrost ceny – nominalnie, od 48 $/bbl w 2021 roku do 86 $/bbl w 2030 roku.
• Zakłada się wzrost marż Crack na Benzyny (różnica między notowaniem benzyn a ceną ropy) od 101 $/t w 2021 roku do 179 $/t w 2030 roku po gwałtownym spadkach w roku 2020 powodowanym pandemią COVID-19. Prognozowany popyt na benzyny na świecie będzie rósł w wyniku wzrostu częstotliwości transportu oraz wolniejszej rotacji floty samochodowej w kierunku samochodów elektrycznych. Również predykcja zapotrzebowania na benzyny w Europie zakłada wzrost ok. 2% rocznie w okresie 2021-2030. W najbliższych latach zakłada się wychodzenie z niskich marż 2020 roku spowodowanych zmniejszonym popytem na produkty rafineryjne przez pandemię. Prognozy IHS pokazują utrzymanie wzrostu marż dla benzyn do roku 2030.
• Według predykcji IHS popyt na ON na świecie będzie rósł w wyniku wzrostu częstotliwości transportu oraz wolniejszej rotacji floty samochodowej w kierunku samochodów elektrycznych. Prognozy IHS wskazują na utrzymanie wzrostu marż na ON do roku 2039.
• W najbliższych dwóch latach (2021-2022) na rynku produktów petrochemicznych spodziewane jest utrzymanie presji na niższe poziomy spreadu vs. Nafta (różnica między notowaniami a naftą), co wynika z globalnej sytuacji związanej z COVID-19. W perspektywie długoterminowej zakładane są wyższe marże na rynkach produktów dla których spodziewany jest wzrost popytu.
• Nakłady inwestycyjne o charakterze odtworzeniowym na poziomie zapewniającym utrzymanie zdolności produkcyjnych istniejących aktywów trwałych,

Ze względu na bieżącą sytuację gospodarczą związaną z pandemią COVID-19 Grupa zdecydowała o przyprowadzeniu testów na utratę wartości głównych aktywów produkcyjnych w oparciu o analizę scenariuszową. Dla CGU Rafineria (PKN ORLEN, ORLEN Lietuva, UNIPETROL) i CGU Petrochemia (PKN ORLEN, UNIPETROL) zdefiniowano trzy scenariusze: bazowy, pesymistyczny i optymistyczny. Scenariusz bazowy opiera się bezpośrednio na głównych założeniach makroekonomicznych z Planu Finansowego 2021 i Strategii 2030 opisanych powyżej. Scenariusze pesymistyczny i optymistyczny zostały zbudowane na jednym odchyleniu standardowym historycznej Marży Downstream dla lat 2012-2020. 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 2021 rok.
• Nakłady inwestycyjne o charakterze odtworzeniowym na poziomie zapewniającym utrzymanie zdolności produkcyjnych istniejących aktywów trwałych.