Sprawozdanie
Zarządu
zdziałalności Grupy ORLEN iORLEN S.A.
za rok 2023
2Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Spis treści
1. Grupa ORLEN ........................................................................................................................................................................................................................6
1.1. Wstęp ................................................................................................................................................................................................................................................. 6
1.2. Organizacja ipolityka rozwoju .................................................................................................................................................................................................... 11
1.2.1. Zmiany wzasadach organizacji izarządzania wJednostce Dominującej iGrupie ORLEN ..........................................................................................13
1.2.2. Zmiany wpowiązaniach kapitałowych ......................................................................................................................................................................................14
1.3. Wybrane dane operacyjno-finansowe...................................................................................................................................................................................... 15
1.4. Najważniejsze wydarzenia ......................................................................................................................................................................................................... 18
2. Strategia ............................................................................................................................................................................................................................... 23
2.1. Założenia strategiczne do 2030 roku ......................................................................................................................................................................................23
2.2. Strategiczne kierunki rozwoju segmentów biznesowych Grupy ORLEN .........................................................................................................................26
2.3. Realizacja celów Strategii w2023 roku ..................................................................................................................................................................................28
3. Zrównoważony rozwój................................................................................................................................................................................................... 31
3.1. Strategia Zrównoważonego Rozwoju ........................................................................................................................................................................................31
3.2. Zarządzanie ..................................................................................................................................................................................................................................34
3.3. Klimat iśrodowisko .....................................................................................................................................................................................................................36
3.3.1. Polityka klimatyczna .......................................................................................................................................................................................................................36
3.3.2. Strategia dekarbonizacji (cele wzakresie redukcji emisyjności) ......................................................................................................................................36
3.3.3. Inwestycje wspierające transformację energetyczną ...........................................................................................................................................................41
3.3.4. Monitorowanie poziomu emisji ..................................................................................................................................................................................................45
3.3.5. Zarządzanie ochroną środowiska .............................................................................................................................................................................................47
3.4. Pracownicy - Zatrudnienie irealizowane programy .............................................................................................................................................................49
3.4.1. Zatrudnienie .....................................................................................................................................................................................................................................49
3.4.2. Polityka wynagradzania ...............................................................................................................................................................................................................50
3.4.3. Główne wskaźniki satysfakcji izaangażowania .....................................................................................................................................................................51
3.4.4. Zrealizowane programy kadrowe ............................................................................................................................................................................................... 51
3.5. Społeczności - Społeczna Odpowiedzialność Biznesu (CSR) .............................................................................................................................................59
3.6. Bezpieczeństwo - Higiena Pracy (BHP) ...................................................................................................................................................................................63
3.6.1. Kluczowe niefinansowe wskaźniki efektywności ...................................................................................................................................................................64
3.6.2. Opis stosowanych polityk ............................................................................................................................................................................................................64
3.6.3. Opis procedur należytej staranności ........................................................................................................................................................................................64
4. Otoczenie ..............................................................................................................................................................................................................................67
4.1. Otoczenie rynkowe w2023 roku ..............................................................................................................................................................................................67
4.1.1. Produkcja ropy naftowej wEuropie ina świecie .....................................................................................................................................................................68
4.1.2. Konsumpcja ropy naftowej ...........................................................................................................................................................................................................69
4.1.3. Rynek gazu wEuropie ina świecie ............................................................................................................................................................................................ 70
4.1.4. Rynek gazu wPolsce .....................................................................................................................................................................................................................72
4.1.5. Tendencje na rynku gazu ziemnego .......................................................................................................................................................................................... 76
4.2. Otoczenie makroekonomiczne .................................................................................................................................................................................................80
4.3. Otoczenie regulacyjne w2023 roku .......................................................................................................................................................................................87
4.3.1. Krajowe otoczenie regulacyjne w2023 roku ..........................................................................................................................................................................87
4.3.2. Europejskie otoczenie regulacyjne .........................................................................................................................................................................................102
5. Działalność operacyjna ................................................................................................................................................................................................ 111
5.1. Segment Wydobycie ....................................................................................................................................................................................................................111
5.1.1. Trendy rynkowe ................................................................................................................................................................................................................................ 111
5.1.2. Działalność wPolsce .................................................................................................................................................................................................................... 114
5.1.3. Działalność wKanadzie ............................................................................................................................................................................................................... 122
5.1.4. Działalność wNorwegii ............................................................................................................................................................................................................... 125
5.1.5. Działalność na Litwie ................................................................................................................................................................................................................... 136
5.1.6. Działalność wpozostałych krajach ...........................................................................................................................................................................................137
5.1.7. Sprzedaż wolumenowa iusługowa .......................................................................................................................................................................................... 138
5.1.8. Aktywa logistyczne ........................................................................................................................................................................................................................ 141
3Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.2. Segment Rafineria ..................................................................................................................................................................................................................... 142
5.2.1. Trendy rynkowe ..............................................................................................................................................................................................................................142
5.2.2. Kluczowe aktywa ..........................................................................................................................................................................................................................143
5.2.3. Podstawowe parametry operacyjne ........................................................................................................................................................................................144
5.2.4. Udziały rynkowe Grupy ORLEN ................................................................................................................................................................................................145
5.2.5. Sprzedaż wolumenowa ...............................................................................................................................................................................................................146
5.2.6. Aktywa logistyczne ......................................................................................................................................................................................................................153
5.2.7. Źródła zaopatrzenia ...................................................................................................................................................................................................................... 157
5.3. Segment Petrochemia .............................................................................................................................................................................................................. 159
5.3.1. Trendy rynkowe ............................................................................................................................................................................................................................. 159
5.3.2. Kluczowe aktywa ......................................................................................................................................................................................................................... 159
5.3.3. Udziały rynkowe Grupy ORLEN ............................................................................................................................................................................................... 160
5.3.4. Sprzedaż wolumenowa .............................................................................................................................................................................................................. 162
5.3.5. Aktywa logistyczne ..................................................................................................................................................................................................................... 165
5.4. Segment Gaz .............................................................................................................................................................................................................................. 166
5.4.1. Trendy rynkowe ............................................................................................................................................................................................................................. 166
5.4.2. Kluczowe aktywa ..........................................................................................................................................................................................................................167
5.4.3. Sprzedaż wolumenowa ............................................................................................................................................................................................................... 174
5.4.4. Aktywa logistyczne ....................................................................................................................................................................................................................... 175
5.5. Segment Detal ........................................................................................................................................................................................................................... 176
5.5.1. Trendy rynkowe .............................................................................................................................................................................................................................. 176
5.5.2. Pozycja iotoczenie rynkowe ..................................................................................................................................................................................................... 177
5.5.3. Sprzedaż wolumenowa ................................................................................................................................................................................................................181
5.5.4. Źródła zaopatrzenia .................................................................................................................................................................................................................... 188
5.6. Segment Energetyka ................................................................................................................................................................................................................ 189
5.6.1. Trendy rynkowe ............................................................................................................................................................................................................................. 189
5.6.2. Kluczowe aktywa ......................................................................................................................................................................................................................... 189
5.6.3. Rynek mocy ....................................................................................................................................................................................................................................197
5.6.4. Obrót Hurtowy iDetaliczny Energią Detaliczną ...................................................................................................................................................................197
5.6.5. Paliwa Alternatywne.................................................................................................................................................................................................................... 198
5.6.6. Strategiczne Projekty iobszary działalności wEnergetyce ............................................................................................................................................. 199
5.6.7. Aktywa logistyczne...................................................................................................................................................................................................................... 203
5.6.8. Źródła zaopatrzenia ................................................................................................................................................................................................................... 203
5.7. Badania irozwój technologiczny............................................................................................................................................................................................ 204
5.7.1. Ważniejsze osiągnięcia wdziedzinie badań irozwoju technologicznego wORLEN ................................................................................................. 204
5.7.2. Ważniejsze osiągnięcia wdziedzinie badań irozwoju technologicznego wgłównych spółkach ORLEN .........................................................205
5.8. Zarządzanie ryzykiem ...............................................................................................................................................................................................................207
5.8.1. Funkcjonowanie Systemu Zarządzania Ryzykiem Korporacyjnym ..................................................................................................................................207
5.8.2. Ryzyka dotyczące BHP, bezpieczeństwa procesowego, bezpieczeństwa pożarowego, bezpieczeństwa operacji związanych
ztowarami niebezpiecznymi .................................................................................................................................................................................................................213
5.8.3. Ryzyka wynikające ze zmian klimatu .......................................................................................................................................................................................214
5.9. Istotne umowy, transakcje ipostępowania .......................................................................................................................................................................... 218
5.9.1. Istotne umowy ................................................................................................................................................................................................................................ 218
5.9.2. Inne transakcje ipostępowania ............................................................................................................................................................................................... 218
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN .......................................................................................................................................................................... 232
6.1. Wyniki finansowe ....................................................................................................................................................................................................................... 232
6.1.1. Omówienie podstawowych wielkości ekonomiczno-finansowych oraz ocena czynników mających znaczący wpływ
na osiągnięty wynik finansowy ............................................................................................................................................................................................................233
6.1.2. Skonsolidowane sprawozdanie zsytuacji finansowej ........................................................................................................................................................248
6.1.3. Sprawozdanie zprzepływów pieniężnych ............................................................................................................................................................................ 250
6.1.4. Wskaźniki finansowe .................................................................................................................................................................................................................... 251
6.1.5. Różnice pomiędzy wynikami finansowymi wykazanymi wraporcie rocznym awcześniej publikowanymi
prognozami wyników na dany rok ...................................................................................................................................................................................................... 251
4Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
6.2. Zarządzanie zasobami finansowymi ..................................................................................................................................................................................... 252
6.2.1. Ogólne zasady zarządzania ...................................................................................................................................................................................................... 252
6.2.2. Kredyty, pożyczki iobligacje ................................................................................................................................................................................................... 252
6.2.3. Emisja obligacji iwykorzystanie wpływów zemisji .......................................................................................................................................................... 256
6.2.4. Udzielone iotrzymane pożyczki ..............................................................................................................................................................................................257
6.2.5. Udzielone poręczenia, gwarancje ipozostałe zobowiązania warunkowe ................................................................................................................. 260
6.2.6. Instrumenty finansowe .............................................................................................................................................................................................................. 260
6.2.7. Ratingi .............................................................................................................................................................................................................................................. 261
6.3. Realizacja zamierzeń inwestycyjnych ................................................................................................................................................................................... 262
6.4. Perspektywy rozwoju działalności ........................................................................................................................................................................................ 268
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A. .................................................................................................................................. 272
7.1. Kapitał istruktura akcjonariatu ORLEN...................................................................................................................................................................................272
7.2. Notowania akcji ORLEN ............................................................................................................................................................................................................273
7.3. Polityka dywidendowa ..............................................................................................................................................................................................................274
7.4. Działalność operacyjna .............................................................................................................................................................................................................275
7.5. Wyniki finansowe .......................................................................................................................................................................................................................278
7.5.1. Omówienie podstawowych wielkości ekonomiczno-finansowych oraz ocena czynników
mających znaczący wpływ na osiągnięty wynik finansowy .........................................................................................................................................................278
7.5.2. Sprawozdanie zsytuacji finansowej ...................................................................................................................................................................................... 290
7.5.3. Akcje iudziały wjednostkach powiązanych ORLEN wykazywane jako inwestycje długoterminowe
– syntetyczne dane finansowe najistotniejszych podmiotów .................................................................................................................................................... 292
7.5.4. Sprawozdanie zprzepływów pieniężnych ........................................................................................................................................................................... 296
7.5.5. Różnice pomiędzy wynikami finansowymi wykazanymi wraporcie rocznym awcześniej publikowanymi
prognozami wyników na dany rok ......................................................................................................................................................................................................297
7.6. Zarządzanie zasobami finansowymi...................................................................................................................................................................................... 298
7.6.1. Kredyty, pożyczki iobligacje ...................................................................................................................................................................................................... 298
7.6.2. Udzielone gwarancje iporęczenia oraz pozostałe zobowiązania warunkowe .......................................................................................................... 299
7.7. Zatrudnienie ................................................................................................................................................................................................................................ 300
7.8. Wynagrodzenia osób zarządzających inadzorujących ...................................................................................................................................................... 301
7.8.1. Ogólne zasady wynagradzania, warunki przyznawania premii rocznych oraz umowy ozakazie konkurencji .................................................... 301
7.8.2. Wynagrodzenia organów zarządzających inadzorujących ..............................................................................................................................................303
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego ..................................................................................................................................... 306
8.1. Zasady ładu korporacyjnego ................................................................................................................................................................................................... 306
8.2. Polityka informacyjna ikomunikacja zrynkiem kapitałowym ........................................................................................................................................... 311
8.3. System kontroli, audytów wewnętrznych ZSZ, zarządzania ryzykiem izapewnienia zgodności (compliance) ...................................................... 314
8.4. Akcjonariat ...................................................................................................................................................................................................................................317
8.5. Wykonywanie prawa głosu oraz specjalne uprawnienia kontrolne akcjonariuszy ...................................................................................................... 318
8.6. Zmiany statusu .......................................................................................................................................................................................................................... 320
8.7. Walne zgromadzenie ................................................................................................................................................................................................................. 321
8.8. Organy zarządzające inadzorujące .......................................................................................................................................................................................324
8.8.1. Zarząd ..............................................................................................................................................................................................................................................324
8.8.2. Rada Nadzorcza ...........................................................................................................................................................................................................................333
8.8.3. Komitety Rady Nadzorczej ........................................................................................................................................................................................................343
8.8.4. Komitet Audytu ............................................................................................................................................................................................................................ 347
8.8.5. Polityka wyboru firmy audytorskiej ....................................................................................................................................................................................... 350
8.8.6. Komitet ds. Ładu Korporacyjnego ...........................................................................................................................................................................................351
8.8.7. Komitet ds. Strategii iRozwoju ..................................................................................................................................................................................................351
8.8.8. Komitet ds. Nominacji iWynagrodzeń ...................................................................................................................................................................................351
8.8.9. Komitet ds. Odpowiedzialności Społecznej iŚrodowiskowej ....................................................................................................................................... 352
8.8.10. Komitet ds. Sponsoringu Sportowego ................................................................................................................................................................................ 352
8.8.11. Komitet ds. Bezpieczeństwa ................................................................................................................................................................................................... 352
8.9. Polityka wynagrodzeń ..............................................................................................................................................................................................................353
8.10. Polityka różnorodności ............................................................................................................................................................................................................354
8.11. Regulacje dotyczące konfliktu interesów itransakcji zpodmiotami powiązanymi ..................................................................................................... 358
9. Sprawozdanie na temat informacji niefinansowych ..........................................................................................................................................................361
10. Zatwierdzenie Sprawozdania Zarządu zdziałalności Grupy ORLEN iORLEN S.A. ................................................................................................... 368
5Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
1
Grupa ORLEN
1. Grupa ORLEN
1.1 Wstęp
1.2 Organizacja ipolityka rozwoju
1.3 Wybrane dane operacyjno-finansowe
1.4 Najważniejsze wydarzenia
6Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
1. Grupa ORLEN
1.1. Wstęp
1. Grupa ORLEN
ORLEN S.A. („Spółka”, „ORLEN”, „Emitent”, „Jednostka Dominująca”)
powstał 7 września 1999 roku zpołączenia Petrochemii Płock
SA („Petrochemia Płock”), producenta produktów rafineryjnych
ipetrochemicznych wPolsce oraz Centrali Produktów Naftowych
CPN S.A. („CPN”), dystrybutora paliw silnikowych wPolsce. Przed
połączeniem akcje Petrochemii Płock iCPN były własnością Skarbu
Państwa, Nafty Polskiej SA („Nafta Polska”) oraz pracowników
połączonych spółek. Akcje ORLEN zadebiutowały na Giełdzie
Papierów Wartościowych wWarszawie 26 listopada 1999 roku.
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.
Na początku 2024 roku agencja MSCI podwyższyła rating ESG spółki
ORLEN do poziomu „A” z poziomu „BBB”. W porównaniu z poprzednią
oceną wzrosła punktacja obszarów środowiskowego i społecznego
odpowiadających odpowiednio literom „E” i „S” akronimu ESG. Istotną
poprawę zauważono w obszarze raportowania emisji oraz planów
dekarbonizacyjnych, a także wykorzystywania szans związanych
z inwestycjami w transformację energetyczną, wspieraną czystymi
technologiami. Po raz kolejny bardzo wysoko oceniono obszar
ochrony praw pracowników i BHP Grupy Kapitałowej ORLEN S.A.
(„Grupa ORLEN”, „Grupa”, „Koncern”).
7Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Bezpieczeństwo finansowe w2023 roku
0,02
dług netto / EBITDA
500
mln EUR
Zielonych
euroobligacji wobrocie
A3
zperspektywą
stabilną
Rating Agencji Moody’s
500
mln EUR
Obligacji senioralnych
wobrocie
BBB+
zperspektywą stabilną
Rating Agencji Fitch
2
mld PLN
Obligacji powiązanych
zratingiem ESG wobrocie
A
Rating ESG Agencji MSCI
Silna baza aktywów na dzień 31.12.2023 roku
7
rafinerii
wPolsce, Czechach ina
Litwie zintegrowanych
zpetrochemią
około 3 170
stacji paliw
wPolsce, Niemczech, Czechach, na Słowacji,
Litwie iWęgrzech
ponad 0,9
GW
istniejących mocy wOZE
5,5
GW
zainstalowanych mocy
wytwórczych energii
elektrycznej
184,3
tys. boe/d
wydobycia ropy igazu wPolsce, Norwegii,
Kanadzie, Pakistanie iLitwie
1. Grupa ORLEN
Wyniki za 2023 rok
373
mld PLN
Przychody
32,6
mld PLN
Nakłady inwestycyjne
60,3
mld PLN
EBITDA LIFO
1
6,4
mld PLN
(5,50 PLN /akcję)
Dywidenda za rok 2022
20,7
mld PLN
Zysk netto
66 554
osób
Liczba pracowników na 31.12.2023 roku
41,9
mld PLN
Przepływy zdziałalności
operacyjnej
1) Przed odpisami aktualizującymi wwysokości 17,2 mld PLN dotyczącymi wartości aktywów trwałych wwysokości 16,2 mld PLN oraz odpisu aktualizującego wartość inwestycji wEuRoPol GAZ
wkwocie 1 mld PLN. Definicje stosowanych wskaźników finansowych zostały zaprezentowane w„Słowniku wybranych pojęć branżowych ifinansowych”.
8Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
1. Grupa ORLEN
Rafineria
9,0 mld PLN
EBITDA LIFO
7 rafinerii
Grupy ORLEN wPolsce, wCzechach ina Litwie,
ołącznej mocy przerobu ponad 45 mln ton ropy rocznie
– lider wregionie
90%
Wykorzystanie mocy przerobowych
~79%
Uzysk produktów białych wGrupie ORLEN
32,9 mln ton
Sprzedaż wolumenowa
~4,0 tys. km
sieci rurociągów produktowych isurowcowych, ponad
3,2 tys. km sieci gazociągów
~0,3 mln ton
Produkcja biopaliw
7,5 mld PLN
Nakłady inwestycyjne
Petrochemia
(-) 0,5 mld PLN
EBITDA LIFO
No. 1
Największa firma petrochemiczna wEuropie
Środkowo-Wschodniej posiadająca jako jedyna wpełni
zintegrowane instalacje produkcyjne paraksylenu iPTA
4,4 mln ton
Sprzedaż wolumenowa
40 produktów petrochemicznych,
sprzedawanych do ponad 60 krajów
5,9 mld PLN
Nakłady inwestycyjne
Wydobycie
2,2 mld PLN
EBITDA
>1 260 mln boe zasobów 2P
wKanadzie, Polsce, Norwegii, Pakistanie ina Litwie
>184,3 tys. boe/d
średniego (w4 kwartale 2023 roku) wydobycia
węglowodorów wKanadzie, Polsce, Norwegii, Pakistanie
ina Litwie
1,9 mln ton
Sprzedaż wolumenowa
5,5 mld PLN
Nakłady inwestycyjne
Energetyka
3,9 mld PLN
EBITDA
197 tys. km
Sieć energetyczna pokrywająca około 1/4 terytorium kraju
5,5 GW
Łączna zainstalowana moc elektryczna wGrupie ORLEN
13,9 GW
Łączna zainstalowana moc cieplna
wGrupie ORLEN
>0,9 GW
zainstalowanej mocy elektrycznej oraz blisko
0,2 GW zainstalowanej mocy cieplnej wGrupie ORLEN
pochodzącej ze źródeł OZE
6,1 mld PLN
Nakłady inwestycyjne
9Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Detal
2,1 mld PLN
EBITDA
>3,1 tys. stacji benzynowych
zlokalizowanych wPolsce, Niemczech,
Czechach, na Litwie, Węgrzech
iSłowacji
~2,6 tys.
punktów Stop Cafe, Stop Cafe Bistro
iStar Connect
657
Liczba stacji ładowania EV
~0,6 tys.
punktów RUCH
16,3%
Udział wrynku paliw Grupy ORLEN
10,2 mln ton
Sprzedaż wolumenowa
2,0 mld PLN
Nakłady inwestycyjne
Gaz
45,4 mld PLN
EBITDA
>3,3 mld m
3
pojemności magazynów gazu ziemnego
>14 mld m
3
importu gazu ziemnego do Polski
(wtym LNG)
62 ładunków LNG
(6,5 mld m
3
po regazyfikacji)
>210 tys. km
sieci dystrybucyjnej gazu ziemnego (wraz zprzyłączami)
~11,4 mld m
3
dystrybucji gazu ziemnego
0,2 mln ton LNG, 0,3 TWh gazu
ziemnego, 26,8 mln m
3
CNG
Sprzedaż wolumenowa
5,2 mld PLN
Nakłady inwestycyjne
1. Grupa ORLEN
10Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Jesteśmy ważnym koncernem
multienergetycznym wEuropie Środkowej
1. Grupa ORLEN
SCHEMAT 1
Model biznesowy Grupy ORLEN
11Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
1.2. Organizacja ipolityka rozwoju
Spółki Grupy ORLEN prowadzą działalność:
• związaną zposzukiwaniem, rozpoznawaniem iwydobyciem
węglowodorów oraz import gazu ziemnego;
• produkcyjną wsegmencie energetycznym (wytwarzanie
energii elektrycznej icieplnej) oraz wsegmentach rafineryjnym
ipetrochemicznym obejmującą przerób ropy naftowej
oraz wytwarzanie produktów ipółproduktów rafineryjnych,
petrochemicznych ichemicznych, biopaliw iolejów;
• handlową: dystrybucja ihandel energią elektryczną icieplną,
hurtową idetaliczną sprzedaż produktów paliwowych, produktów
petrochemicznych, chemicznych ipozostałych produktów, sprzedaż
idystrybucja paliw gazowych ipłynnych;
• usługową: magazynowanie ropy naftowej, paliw ipaliw gazowych,
usługi transportowe, usługi konserwacyjno-remontowe,
laboratoryjne, ochrony, projektowe, administracyjne, kurierskie,
kolportaż prasy oraz ubezpieczeniowe ifinansowe oraz działalność
medialna (gazety iserwisy internetowe).
Dla celów zarządczych działalność Grupy ORLEN została podzielona
na 6 segmentów operacyjnych:
• segment Rafineria, który obejmuje produkcję ihurt rafineryjny,
produkcję isprzedaż olejów oraz produkcję pomocniczą,
• segment Petrochemia, który obejmuje produkcję ihurt
petrochemiczny, produkcję isprzedaż chemii oraz produkcję
pomocniczą,
• segment Energetyka, który obejmuje wytwarzanie, dystrybucję
isprzedaż energii elektrycznej icieplnej oraz obrót energią
elektryczną,
• segment Detal, który obejmuje głównie działalność prowadzoną na
stacjach paliw oraz działalność Grupy RUCH,
• segment Wydobycie, wktórym działalność operacyjna związana
zposzukiwaniem iwydobyciem zasobów mineralnych prowadzona
jest za pośrednictwem Grupy ORLEN Upstream, Grupy LOTOS
Upstream, Grupy LOTOS Petrobaltic,
• segment Gaz, który jest nowym segmentem operacyjnym
wyodrębnionym wwyniku połączenia wIV kwartale 2022 roku
zGrupą PGNiG iobejmuje proces poszukiwania iwydobycia gazu
ziemnego oraz dystrybucję isprzedaż gazu
Obszar Funkcji Korporacyjnych obejmuje działalność związaną
zzarządzaniem, administracją oraz pozostałą działalność
nieprzypisaną do wyodrębnionych segmentów operacyjnych.
Na dzień 31 grudnia 2023 roku Skarb Państwa był właścicielem
49,9% akcji Jednostki Dominującej Grupy ORLEN - ORLEN. Na dzień
31 grudnia 2023 roku wskład Grupy ORLEN wchodziło 181 spółek,
jednostka dominująca i180 spółek nad którymi ORLEN ma kontrolę.
Szczegółowe informacje opowiązaniach organizacyjnych
ikapitałowych Jednostki Dominującej zpodmiotami Grupy
ORLEN oraz metody konsolidacji zostały przedstawione wpkt 7.1.
Skonsolidowanego Sprawozdania Finansowego za 2023 rok.
1. Grupa ORLEN
12Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
ORLEN jako Jednostka
Dominująca Grupy
jest podmiotem
wielosegmentowym,
odpowiednio alokowanym
do wszystkich segmentów
operacyjnych ifunkcji
korporacyjnych.
Alokacja Jednostki Dominującej iSpółek Grupy ORLEN do segmentów operacyjnych ifunkcji
korporacyjnych na dzień 31 grudnia 2023 roku
* 96,53% wliczbie głosów
Białe pola - spółki nie objęte
konsolidacją metodą pełną ze
względu na niematerialność
1. Grupa ORLEN
SCHEMAT 2
13Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
1.2.1. Zmiany wzasadach
organizacji izarządzania
wJednostce Dominującej
iGrupie ORLEN
1. Grupa ORLEN
Do najważniejszych zmian wstrukturze organizacyjnej izasadach
zarządzania ORLEN wtrakcie 2023 roku należą:
• zmiana nazwy (firma) Spółki zPKN ORLEN na ORLEN S.A.;
• utworzenie Biura Technologii iEfektywności;
• utworzenie Biura Transformacji Cyfrowej;
• utworzenie nowego obszaru ds. Elektromobilności;
Wpozostałych spółkach Grupy ORLEN wtrakcie 2023 roku nie
wystąpiły istotne zmiany worganizacji izasadach zarządzania.
Aktualne struktury organizacyjne spółek Grupy ORLEN oraz ich
władze statutowe są zamieszczone wwitrynie internetowej ORLEN.
14Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
1.2.2. Zmiany wpowiązaniach kapitałowych
Zmiany wpowiązaniach kapitałowych w2023 roku zostały opisane wpkt 7.2. Skonsolidowanego Sprawozdania Finansowego za 2023 rok.
Obszary odpowiedzialności Członków Zarządu ORLEN na dzień 31 grudnia 2023 roku
SCHEMAT 3
1. Grupa ORLEN
15Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
1. Grupa ORLEN
1.3. Wybrane dane operacyjno-finansowe
Wybrane dane operacyjno-finansowe za lata 2019-2023
Wyszczególnienie j.m. 2023 2022 2021 2020 2019
I. Parametry makroekonomiczne (wartość średnia wokresie)
Ropa Brent USD/bbl 82,6 101,3 70,9 41,8 64,2
Ropa Ural USD/bbl 61,8 74,2 68,7 41,7 63,0
Ropa Canadian Light Sweet USD/bbl 73,8 92,1 56,3 34,2 52,1
Ropa WTI USD/bbl 77,6 94,2 59,8 39,2 57,0
Dyferencjał
1
USD/bbl 1,0 8,7 - - -
Gaz AECO CAD/GJ 2,5 5,3 3,0 2,1 1,7
Gaz ziemny PLN/MWh 202 593 225 51 66
Energia elektryczna PLN/MWh 512 787 398 209 230
Uprawnienia do emisji EUR/t 85,3 81,2 53,7 24,8 24,8
Modelowa marża rafineryjna
1
USD/bbl 17,0 17,6 2,4 2,2 5,2
USD/PLN średni PLN 4,2019 4,4615 3,8647 3,8978 3,8399
EUR/PLN średni PLN 4,5429 4,6876 4,5670 4,4449 4,2988
CAD/PLN średni PLN 3,1136 3,4267 3,0820 2,9058 2,8942
NOK/PLN średni PLN 0,3984 0,4643 0,4493 0,4145 0,4365
EUR/USD średni USD 1,0812 1,0507 1,1817 1,1404 1,1195
II. Działalność operacyjna
Sprzedaż produktów itowarów rafineryjnych
ipetrochemicznych, wtym:
tys. ton 49561 45852 38923 38260 43293
Rafineria tys. ton 32941 30458 24389 23560 27553
Petrochemia tys. ton 4379 5013 4906 5106 5187
Detal tys. ton 10210 9352 8974 8852 9817
Gaz tys. ton 150 191 - - -
Wydobycie tys. ton 1881 838 654 742 736
Produkcja isprzedaż ienergii elektrycznej
iciepła, wtym:
Produkcja energii elektrycznej netto TWh 16,9 12,5 11,4 11,0 8,6
Sprzedaż hurtowa zewnętrzna TWh 15,5 9,4 11,4 7,1 4,6
Sprzedaż detaliczna zewnętrzna TWh 17,0 20,1 19,7 13,6 1,1
Produkcja ciepła użytkowego PJ 86,8 56,3 43,3 41,7 39,8
TABELA 1
16Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
1. Grupa ORLEN
Przerób ropy Grupy ORLEN, wtym: tys. ton 38529 37090 29919 29485 33879
Przerób ropy ORLEN (obejmuje również
przerób ropy wrafinerii wGdańsku)
tys. ton 21599 21056 14529 15306 16207
Przerób ropy Grupy ORLEN Unipetrol tys. ton 7500 7467 7123 6076 7854
Przerób ropy Grupy ORLEN Lietuva tys. ton 9096 8241 7954 7847 9515
III. Działalność finansowa
3.1. Skonsolidowane Sprawozdanie zzysków lub strat iinnych całkowitych dochodów
Przychody ze sprzedaży mln PLN 372767 282415 131341 86180 111203
Zysk/(Strata) zdziałalności operacyjnej wg
LIFO
2
powiększona oamortyzację („EBITDA
LIFO
2
”) przed odpisami aktualizującymi
3
,
wtym:
mln PLN 60312 61021 14154 12430 9172
Rafineria mln PLN 8971 23303 3614 (11) 2783
Petrochemia mln PLN (492) 3373 4295 2309 2314
Energetyka mln PLN 3885 3743 3680 7702 1570
Detal mln PLN 2132 2771 2897 3232 3045
Gaz mln PLN 45367 6045 -
Wydobycie mln PLN 2155 7949 387 322 295
Funkcje Korporacyjne mln PLN (1702) 13848* (719) (1124) (835)
Wyłączenia mln PLN (4) (11)
Zysk zdziałalności operacyjnej wg LIFO
powiększony oamortyzację, wtym:
mln PLN 43155 54977 14965 10839 8993
Korekta LIFO
2
mln PLN (899) 1097 4246 (2374) (131)
Zysk zdziałalności operacyjnej powiększony
oamortyzację („EBITDA
2
”), wtym:
mln PLN 42256 56074 19211 8465 8862
Amortyzacja mln PLN 14200 7724 5341 4557 3497
Zysk zdziałalności operacyjnej („EBIT
2
”) mln PLN 28056 48350 13870 3908 5365
Zysk netto mln PLN 20727 39819 11188 2825 4298
Zysk netto akcjonariuszy Jednostki
Dominującej na jedną akcję (EPS
2
)
PLN/akcję 17,81 34,18 26,00 6,44 10,05
3.2. Skonsolidowane Sprawozdanie zsytuacji finansowej
Aktywa razem mln PLN 264178 313177 106754 84048 71202
Kapitał własny mln PLN 153 180 143110 52578 42389 38607
* wtym: zysk ztytułu okazyjnego nabycia Grupy LOTOS iGrupy PGNiG wwysokości 15 187 mln PLN.
17Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
1. Grupa ORLEN
3.3. Skonsolidowane sprawozdanie zprzepływów pieniężnych
Środki pieniężne netto zdziałalności
operacyjnej
mln PLN 41914 32638 15079 7247 9319
Środki pieniężne netto z/(wykorzystane w)
działalności inwestycyjnej, wtym:
mln PLN (36409) 235 (11523) (8495) (3994)
Zwiększenia aktywów trwałych mln PLN 32614 19629 9890 8992 5457
Wolne przepływy pieniężne
4
mln PLN 5505 32873 3556 (1248) 5325
Środki pieniężne netto wykorzystane
wdziałalności finansowej
mln PLN (12057) (14570) (2006) (3711) (3363)
Dywidendy wypłacone mln PLN (6385) (1500) (1498) (428) (1497)
3.4. Podstawowe wskaźniki
2
Wskaźniki płynności, wtym:
Płynność bieżąca x 1,3 1,1 1,3 1,1 1,7
Płynność szybka x 0,9 0,8 0,6 0,5 0,9
Wskaźniki obrotowości, wtym:
Szybkość obrotu należności dni 29 27 27 34 29
Szybkość obrotu zobowiązań dni 22 26 29 34 28
Szybkość obrotu zapasów dni 38 41 43 58 48
Wskaźniki rentowności, wtym:
Stopa zwrotu zaktywów (ROA) % 12,5 14,1 9,9 4,8 6,2
Stopa zwrotu zkapitału własnego (ROE) % 20,7 30,2 20,3 9,4 11,5
Zwrot zzaangażowanego kapitału (ROACE) % 24,7 42,8 17,6 9,2 10,9
Zwrot zzaangażowanego kapitału wg LIFO
(ROACE LIFO)
%
25,2 41,9 11,9 13,2 11,2
Rentowność sprzedaży brutto % 12,7 19,1 9,8 5,2 5,0
Rentowność sprzedaży netto % 9,3 15,8 8,0 4,8 4,0
Wskaźniki zadłużenia, wtym:
Dług netto mln PLN 1807 (1848) 12275 13060 2448
Dług netto / EBITDA x 0,02 (0,07) 0,62 1,27 0,27
Dźwignia finansowa % 1,2 (1,3) 23,3 30,8 6,3
1) Metoda wyliczenia marży oraz dyferencjału została zamieszczona wznajdującym się na końcu Sprawozdania „Słowniku wybranych pojęć branżowych ifinansowych”.
2) Definicje stosowanych parametrów iwskaźników finansowych oraz opis metody wyceny zapasów wg LIFO zostały zamieszczone w„Słowniku wybranych pojęć branżowych ifinansowych”.
3) Wyniki zdziałalności operacyjnej wlatach 2019, 2020, 2021 i2022 zawierają odpisy ztytułu utraty wartości majątku wwysokości odpowiednio: (179) mln PLN, (1 591) mln PLN, 811 mln PLN i(6 044)
mln PLN. W2023 roku wyniki zdziałalności operacyjnej zawierają odpis ztytułu utraty wartości majątku trwałego wwysokości (16 215) mln PLN oraz odpis aktualizujący wartość inwestycji wEuRoPol
GAZ wwysokości (942) mln PLN.
4) Wolne przepływy pieniężne = środki pieniężne netto zdziałalności operacyjnej + środki pieniężne netto z/(wykorzystane w) działalności inwestycyjnej.
18Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
1.4. Najważniejsze wydarzenia
Ikwartał
II kwartał
Zmiany wskładzie Rady Nadzorczej ORLEN S.A.
ORLEN poinformował, że 11 stycznia 2023 roku Minister Aktywów Państwowych, wimieniu akcjonariusza Skarbu Państwa,
działając na podstawie § 8 ust. 2 pkt 1 Statutu Spółki powołał Panią Janinę Goss do składu Rady Nadzorczej ORLEN S.A.
Raport bieżący nr 1/2023
11.01.2023
Pierwsze zawiadomienie akcjonariuszy ozamiarze połączenia ORLEN zLOTOS SPV 5 sp. zo.o.
zsiedzibą wGdańsku.
Raport bieżący nr 5/2023
16.02.2023
Aktualizacja strategii Grupy Kapitałowej ORLEN do 2030 roku wraz znową polityką dywidendową
iwstępną rekomendacją wypłaty dywidendy za 2022 rok.
Raport bieżący nr 10/2023
28.02.2023
Drugie zawiadomienie akcjonariuszy ozamiarze połączenia ORLEN S.A. zLOTOS SPV 5 sp. zo.o.
zsiedzibą wGdańsku.
Raport bieżący nr 11/2023
02.03.2023
Zakończenie realizacji środków zaradczych wynikających zwarunkowej decyzji Komisji Europejskiej wsprawie przejęcia przez
ORLEN kontroli nad Grupą LOTOS.
Raport bieżący nr 19/2023
07.04.2023
Oddalenie pozwu ostwierdzenie nieważności uchwały NWZ Grupy LOTOS S.A.
Raport bieżący nr 26/2023
07.06.2023
Podjęcie niezbędnych decyzji przez Radę Nadzorczą oraz Zarząd ORLEN, które umożliwiają zawarcie porozumienia
zmieniającego Umowę na budowę kompleksu instalacji Olefin III wformule EPCC (Engineering, Procurement, Construction
and Commissioning) ze spółką Hyundai Engineering Poland Spółka zograniczoną odpowiedzialnością Técnicas Reunidas S.A.
Spółka Jawna zsiedzibą wPłocku, wykonawcą kompleksu Olefiny III.
Raport bieżący nr 30/2023
29.06.2023
Rok 2023 - najważniejsze wydarzenia
1. Grupa ORLEN
III kwartał
Zmiana firmy (nazwy) na ORLEN S.A. - rejestracja zmian Statutu Spółki.
Raport bieżący nr 31/2023
03.07.2023
Ujawnienie opóźnionych informacji poufnych dotyczących zgody Zarządu iRady Nadzorczej ORLEN S.A. na nabycie sieci stacji
paliw pod marką Turmöl wAustrii.
Raport bieżący nr 32/2023
04.07.2023
ORLEN S.A. podpisał umowę, wwykonaniu której przejmie sieć stacji paliw wAustrii.
Raport bieżący nr 33/2023
04.07.2023
Informacja ozłożeniu kolejnego pozwu ouchylenie uchwały nr 3/2022 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia PGNiG S.A.
z10 października 2022 roku dotyczącej połączenia Spółki zPGNiG S.A. oraz zgody na proponowane zmiany Statutu ORLEN.
Raport bieżący nr 35/2023
11.07.2023
19Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
IV kwartał
Pan Michał Klimaszewski złożył 20 października 2023 roku rezygnację zfunkcji Członka Rady
Nadzorczej Spółki zupływem dnia 31 października 2023 roku.
Raport bieżący nr 44/2023
20.10.2023
13 grudnia 2023 roku Minister Aktywów Państwowych, wimieniu akcjonariusza Skarbu Państwa, działając na podstawie § 8 ust.
2 pkt 1 Statutu Spółki odwołał Panią Janinę Goss ze składu Rady Nadzorczej ORLEN trwającej kadencji.
Raport bieżący nr 49/2023
13.12.2023
1. Grupa ORLEN
25 stycznia 2024 roku Minister Aktywów Państwowych, wimieniu akcjonariusza Skarbu Państwa,
działając na podstawie § 8 ust. 2 pkt 1 Statutu Spółki powołał Pana Wojciecha Popiołka do składu Rady Nadzorczej ORLEN S.A.
Raport bieżący nr 3/2024
25.01.2024
Rada Nadzorcza Spółki, po zapoznaniu się zpismem Prezesa Zarządu ORLEN S.A. Pana Daniela
Obajtka, wktórym oświadczył, że „oddaje się do dyspozycji Rady Nadzorczej, wzakresie sprawowanej funkcji”, postanowiła
odwołać Pana Daniela Obajtka zZarządu ORLEN S.A. zupływem dnia 5 lutego 2024 roku.
Raport bieżący nr 5/2024
05.02.2024
Pan Michał Róg złożył 2 lutego 2024 roku rezygnację zfunkcji członka Zarządu Spółki zupływem dnia 5 lutego 2024 roku.
ORLEN poinformował, że Pani Patrycja Klarecka oraz Pan Armen Artwich złożyli 5 lutego 2024 roku rezygnację zfunkcji
członków Zarządu Spółki zupływem dnia 5 lutego 2024 roku. ORLEN poinformował, że Pan Jan Szewczak złożył 5 lutego 2024
roku rezygnację zfunkcji członka Zarządu Spółki zupływem dnia 5 lutego 2024 roku.
Raport bieżący nr 7/2024, Raport bieżący nr 8/2024, Raport bieżący nr 9/2024
05.02.2024
Ikwartał
Rok 2024 do dnia publikacji Sprawozdania Zarządu
Emisja 5 000 sztuk euroobligacji serii B ołącznej wartości nominalnej 500 mln EUR, wramach istniejącego programu emisji
średnioterminowych euroobligacji do kwoty 5 mld EUR.
Raport bieżący nr 36/2023
13.07.2023
Uchwała Rady Nadzorczej wsprawie warunkowej decyzji inwestycyjnej wzakresie uruchomienia fazy budowy projektu Morskiej
Farmy Wiatrowej zlokalizowanej wPolskiej Wyłącznej Strefie Ekonomicznej na Morzu Bałtyckim, omaksymalnej mocy
do 1200 MW.
Raport bieżący nr 38/2023
10.08.2023
Podpisanie przez spółkę Baltic Power sp. zo.o. umowy kredytowej na finansowanie projektu budowy Morskiej Farmy Wiatrowej
zlokalizowanej wPolskiej Wyłącznej Strefie Ekonomicznej na Morzu Bałtyckim.
Raport bieżący nr 41/2023
19.09.2023
Podpisanie porozumienia dotyczącego rozwiązania umowy zfirmą audytorską Deloitte Audyt sp. zo.o. sp.k. zsiedzibą
wWarszawie.
Raport bieżący nr 42/2023
25.09.2023
20Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
1. Grupa ORLEN
Wdniu 6 lutego 2024 roku Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ORLEN S.A. odwołało ze składu Rady Nadzorczej Spółki:
• Pana Wojciecha Jasińskiego,
• Panią Annę Wójcik,
• Pana Andrzeja Kapałę,
• Pana Romana Kusza,
• Pana Andrzeja Szumańskiego,
• Panią Barbarę Jarzembowską,
• Panią Jadwigę Lesisz,
• Panią Annę Sakowicz-Kacz.
Jednocześnie Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ORLEN S.A. powołało Pana Wojciecha Popiołka na członka
Rady Nadzorczej Spółki od 7 lutego 2024 roku oraz na przewodniczącego Rady Nadzorczej Spółki. Ponadto Nadzwyczajne
Walne Zgromadzenie ORLEN S.A. powołało do składu Rady Nadzorczej Spółki:
• Pana Michała Gajdusa na członka Rady Nadzorczej Spółki,
• Panią Ewę Gąsiorek na członka Rady Nadzorczej Spółki,
• Panią Katarzynę Łobos na członka Rady Nadzorczej Spółki,
• Pana Kazimierza Mordaszewskiego na członka Rady Nadzorczej Spółki,
• Pana Mikołaja Pietrzaka na członka Rady Nadzorczej Spółki,
• Pana Ireneusza Sitarskiego na członka Rady Nadzorczej Spółki,
• Pana Tomasza Sójka na członka Rady Nadzorczej Spółki,
• Pana Tomasza Zielińskiego na członka Rady Nadzorczej Spółki.
Raport bieżący nr 12/2024
06.02.2024
6 lutego 2024 roku Minister Aktywów Państwowych, wimieniu akcjonariusza Skarbu Państwa, działając na podstawie § 9 ust.
1 pkt 3 Statutu Spółki powołał zdniem dzisiejszym Pana Witolda Literackiego do Zarządu ORLEN. Jednocześnie Rada Nadzorcza
Spółki na dzisiejszym posiedzeniu powołała Pana Witolda Literackiego zdniem 6 lutego 2024 roku na funkcję pełniącego
obowiązki Prezesa Zarządu ORLEN. Ponadto Rada Nadzorcza Spółki odwołała ze składu Zarządu ORLEN następujące osoby:
• Pana Adama Buraka,
• Pana Krzysztofa Nowickiego,
• Pana Roberta Perkowskiego,
• Pana Piotra Sabata,
• Panią Iwonę Waksmundzką-Olejniczak.
Na tym samym posiedzeniu Rada Nadzorcza postanowiła także delegować zdniem 7 lutego 2024 roku następujących
członków Rady Nadzorczej do czasowego wykonywania czynności członków Zarządu - do czasu powołania członków Zarządu
na te stanowiska, przy czym na okres nie dłuższy niż trzy miesiące:
• Pana Kazimierza Mordaszewskiego,
• Pana Tomasza Sójkę,
• Pana Tomasza Zielińskiego.
Raport bieżący nr 14/2024
06.02.2024
Pan Tomasz Sójka złożył 9 lutego 2024 roku rezygnację zfunkcji członka Rady Nadzorczej Spółki zdniem 16 lutego 2024 roku.
Raport bieżący nr 15/2024
09.02.2024
16 lutego 2024 roku Rada Nadzorcza Spółki postanowiła delegować od dnia 17 lutego 2024 roku Pana Ireneusza Sitarskiego,
członka Rady Nadzorczej Spółki, do czasowego wykonywania czynności członka Zarządu ORLEN S.A. - do czasu powołania
członka Zarządu na to stanowisko, przy czym na okres nie dłuższy niż trzy miesiące.
Raport bieżący nr 16/2024
17.02.2024
21Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
1. Grupa ORLEN
10 kwietnia 2024 roku Rada Nadzorcza Spółki powołała Pana Ireneusza Fąfarę zdniem 11 kwietnia 2024 roku na funkcję
Prezesa Zarządu ORLEN S.A. na okres wspólnej kadencji Zarządu, która kończy się zdniem odbycia Zwyczajnego Walnego
Zgromadzenia zatwierdzającego sprawozdanie finansowe Spółki za rok 2025.
Jednocześnie na tym samym posiedzeniu Rada Nadzorcza Spółki powierzyła Panu Witoldowi Literackiemu, powołanemu
do składu Zarządu Spółki przez Ministra Aktywów Państwowych na podstawie § 9 ust. 1 pkt 3 Statutu Spółki, obowiązki
Wiceprezesa Zarządu ds. Korporacyjnych oraz pełnienia funkcji pierwszego zastępcy Prezesa Zarządu Spółki zdniem 11 kwietnia
2024 roku.
Ponadto Rada Nadzorcza postanowiła zakończyć ze skutkiem natychmiastowym okres delegowania Członka Rady Nadzorczej
Pana Ireneusza Sitarskiego do czasowego wykonywania czynności Członka Zarządu Spółki.
Raport bieżący nr 24/2024
10.04.2024
16 kwietnia 2024 roku Rada Nadzorcza Spółki powołała do Zarządu ORLEN S.A. zdniem 1 maja 2024 roku następujące osoby:
• Panią Magdalenę Bartoś na funkcję Wiceprezesa ds. Finansowych ORLEN S.A.,
• Pana Roberta Soszyńskiego na funkcję Wiceprezesa ds. Strategii iZrównoważonego Rozwoju ORLEN S.A.,
• Pana Wiesława Prugara na funkcję Członka Zarządu ds. Upstream ORLEN S.A.,
na okres wspólnej kadencji Zarządu, która kończy się zdniem odbycia Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia zatwierdzającego
sprawozdanie finansowe Spółki za rok 2025.
Jednocześnie na tym samym posiedzeniu Rada Nadzorcza Spółki odwołała Pana Józefa Węgreckiego ze stanowiska Członka
Zarządu ORLEN S.A., zupływem dnia 30 kwietnia 2024 roku.
Raport bieżący nr 26/2024
16.04.2024
22Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
2
Strategia
2. Strategia
2.1 Założenia strategiczne do 2030
2.2 Strategiczne kierunki rozwoju segmentów biznesowych Grupy ORLEN
2.3 Realizacja celów strategii w2023 roku
23Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
2. Strategia
2.1. Założenia strategiczne do 2030 roku
Aktualizacja strategii Grupy ORLEN do 2030 roku została
opublikowana po zakończeniu połączeń zGrupą Energa, Grupą
Lotos iPGNiG. Wich wyniku powstał, multienergetyczny koncern,
ze zdywersyfikowanymi źródłami przychodów, mający odpowiednie
zasoby do realizacji transformacji energetycznej wregionie.
Zaktualizowana strategia zakłada maksymalizację wartości
wsegmentach iobszarach biznesowych, wktórych Grupa ORLEN
zajmuje obecnie silną pozycję strategiczną, duże inwestycje wnowe,
rozwojowe obszary (takie jak energetyka odnawialna) iinwestycje
wprzyszłość. Obecna wersja strategii wyznacza ambitniejsze cele –
wzakresie dekarbonizacji czy zainstalowanych mocy OZE, wpisujące
się wglobalne trendy ipozwalające na osiągnięcie celu neutralności
emisyjnej Grupy ORLEN do 2050 roku.
Dostosowaliśmy naszą strategię do nowego kontekstu rynkowego
2. Strategia
24Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Nasze działania opieramy na wartościach Grupy ORLEN
2. Strategia
Nasze aspiracje w2030 roku
Wodpowiedzi na trendy iwyzwania stojące przed sektorem
energetycznym, Grupa ORLEN ma szansę stać się liderem
transformacji energetycznej wEuropie Środkowej:
• jednymzważnych koncernów wEuropie, obecnym wzdłuż całego
łańcucha wartości;
• liderem transformacji energetycznej wregionie;
• dostawcą zintegrowanych usług dla klientów, zaspakajając potrzeby
paliwowe, energetyczne izakupowe woparciu oobecne inowe
kanały oraz technologie cyfrowe;
• podmiotem odpowiedzialnym społecznie, dzięki inwestycjom
wzrównoważony rozwój, transformację energetyczną,
dekarbonizację, recykling iinicjatywy społeczne;
• stabilnym źródłem budowania wartości, wrezultacie prowadzenia
odpowiedzialnej polityki finansowej, koncentracji na maksymalizacji
zwrotu zinwestycji przy zachowaniu stabilnego bilansu.
Strategiczna logika rozwoju Grupy ORLEN
Rozwój Grupy jest oparty na zdywersyfikowanym portfelu inwestycji
wobecne iprzyszłe obszary aktywności Grupy.
Maksymalizacja wartości wsegmentach iobszarach biznesowych,
wktorych Grupa ORLEN zajmuje obecnie silną pozycję strategiczną:
rafineria, energetyka gazowa, energetyka konwencjonalna,
dystrybucja gazu, detal paliwowy iwydobycie ropy. Udział inwestycji
tych kierunkow strategicznych wyniesie około 35%.
Głównymi kierunkami inwestycji wtym polu strategicznym będą:
• Rafineria: redukcja emisji przy wykorzystaniu CCUS oraz projektów
efektywności energetycznej
• Energetyka gazowa: rozbudowa jednostek CCGT bilansujących
polski system elektro-energetyczny izastępujących
wysokoemisyjne elektrownie ielektrociepłownie węglowe
• Sieć dystrybucyjna gazu: rozbudowa przyłączeń źródeł gazu (wtym
biogazownie ibiometanownie)
25Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
2. Strategia
Strategiczny rozwój: największa część nakładów inwestycyjnych
zostanie przeznaczona na segmenty, które wnajlepszy sposób
realizują strategiczny rozwój Spółki związany przede wszystkim
zenergetyką odnawialną izaawansowaną petrochemią.
Głównymi kierunkami inwestycji wtym polu strategicznym będą:
• Petrochemia: zwiększenie udziału produktów zaawansowanych
ispecjalistycznych wportfelu produktowym, dzięki m.in. projektom
przy udziale partnerów międzynarodowych, wzrostowi udziału olefin
• Energetyka odnawialna: realizacja inwestycji zzakresu lądowej
energetyki wiatrowej, fotowoltaiki oraz energetyki wodnej
• Biogaz: rozbudowa portfela biogazowni ibiometanowni
• Elektromobilność: rozbudowa sieci punktów do ładowania EV
do 10 tysięcy wPolsce, Czechach iwNiemczech
Inwestowanie wprzyszłość: kierunki rozwoju, wktórych Grupa
ORLEN zajmie pozycję strategiczną, by przygotować się do wyzwań
rynkowych zidentyfikowanych jako mające znaczący wpływ po roku
2030: technologie wodorowe, paliwa syntetyczne, CCUS (na potrzeby
własne iklientów), SMR, recykling.
26Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
2.2. Strategiczne kierunki rozwoju segmentów
biznesowych Grupy ORLEN
Rozwój Grupy wnowej strategii opiera się na głównych filarach
zarządzania segmentami biznesowymi.
Nowa Energetyka: główny obszar rozwoju
inwestycje wOZE
Zgodnie zprzyjętą strategią, do końca 2030 roku Grupa ORLEN
będzie dysponować odnawialnymi źródłami energii ołącznej mocy
ponad 9 GW, obejmującymi m.in. morskie ilądowe farmy wiatrowe,
fotowoltaikę oraz jednostki wytwórcze na biogaz ibiometan.
OZE na morzu (Offshore)
Grupa ORLEN podjęła finalną decyzję inwestycyjną dotyczącą
budowy pierwszej polskiej farmy wiatrowej Baltic Power. Inwestycja,
która w2026 roku włączy do polskiego systemu moc blisko 1,2
GW, będzie realizowana wspólnie zkanadyjskim Northland Power.
Projekt będzie finansowany wformule Project Finance – we wrześniu
udziałowcy Baltic Power podpisali wtej sprawie umowy kredytowe
na łączną kwotę ok. 4,4 mld EUR z25 polskimi imiędzynarodowymi
instytucjami finansowymi. Jest to największe finansowanie pozyskane
na realizację pojedynczej inwestycji whistorii Polski, azarazem jedna
znajwiększych transakcji tego typu wobszarze offshore wEuropie.
OZE na lądzie
Wwyniku szeregu akwizycji irozwoju projektów własnych
Grupa ORLEN posiada już blisko 1 GW mocy zainstalowanych
wodnawialnych źródłach energii.
Petrochemia: wzrost mocy
petrochemicznych, produkty specjalistyczne
irecykling
Ambitny program wzmocnienia istniejących mocy oraz rozpoczęcie
wytwarzania nowych grup produktowych pozwoli na umocnienie
pozycji wiodącego producenta petrochemii wEuropie Środkowej.
Działania obejmują rozbudowę mocy wolefinach ipozostałych
produktach bazowych. Duże projekty realizowane będą również
wobszarze polimerów, wydłużając łańcuch wartości iwchodząc
wobszar compoundingu ikoncentratów. Zgodnie ze Strategią
ORLEN2030 udział specjalistycznych, wysokomarżowych produktów
osiągnie do 25% - wzrost o9 p.p. zobecnych 16%. Wzwiązku
zdynamicznym rozwojem koncepcji gospodarki obiegu zamkniętego
rozwijany będzie obszar recyklingu – zakładana moc na 2030 rok to
0,3 mln ton.
Wramach realizacji Strategii 2030, GK ORLEN sfinalizowała w2023
roku przejęcie części biznesu związanej zprodukcją isprzedażą
polietylenu niskiej gęstości od spółki Basell Orlen Polyolefins oraz
przejęcie czeskiej firmy REMAQ, zajmującej się recyklingiem tworzyw
sztucznych.
Rafineria: maksymalizacja wartości
Rafinerie Grupy ORLEN przerobiły w2023 roku 38,5 mln ton
ropy. Wdrugiej połowie roku polskie rafinerie Grupy przestały
wykorzystywać rosyjski surowiec. Wrafineriach Grupy zgodnie
zplanem realizowane są inwestycje m.in. pogłębiony przerób ropy
wRafinerii wMożejkach. Grupa ORLEN inwestuje ponad pół miliarda
złotych wrafinerii wGdańsku we wzmocnienie bezpieczeństwa
ipewności dostaw produktów. Na jej nabrzeżu powstanie terminal
do obsługi jednostek morskich, który już od 2025 roku umożliwi
przeładunek ponad miliona ton produktów, wtym olejów bazowych,
paliw żeglugowych czy biododatków do paliw. Równolegle wGdańsku
powstaje, związana zterminalem, nowoczesna instalacja HBO, czyli
tzw. Hydrokrakingowy Blok Olejowy. Trwają także prace wsegmencie
biopaliw - wperspektywie najbliższej dekady Grupa stanie się
jednym zwiodących producentów biopaliw wregionie zmocami
produkcyjnymi na poziomie 3 mln ton rocznie (FAME, HVO).
Detal: ekspansja sieci sprzedaży detalicznej
oraz rozbudowa segmentu pozapaliwowego
W2023 roku Grupa ORLEN postawiła milowy krok wrealizacji celu
dla segmentu detalicznego: rebranding przejętych stacji Lotos oraz
realizacja procesu przejęcia 266 stacji paliw wAustrii. Działania te
pozwoliły wblisko 98 procent zrealizować strategiczne założenia
Koncernu do 2030 roku co do liczby stacji. Grupa ORLEN jest już
obecna na 7 rynkach detalicznych Europy. Na Węgrzech iSłowacji
przejęte wlatach ubiegłych stacje przeszły rebranding – działają już
one pod szyldem ORLEN.
Ta akwizycja przyczyni się również do realizacji celów wzakresie
elektromobilności: przejęte zostało 110 punktów ładowania
samochodów elektrycznych w34 lokalizacjach. Dodatkowo 40
zprzejmowanych obiektów wAustrii wyposażonych jest wpanele
fotowoltaiczne.
Wzakresie mobilności wodorowej, otworzono nowe stacje wPolsce
iwCzechach. Grupa aktywnie rozwija swój potencjał wodorowy
także na rynku kolejowym. We wrześniu 2023 roku ORLEN zakupił
od spółki PESA Bydgoszcz nowoczesną lokomotywę, która jest
pierwszym wPolsce pojazdem szynowym wykorzystującym napęd
wodorowy. Grupa chce wspierać rozwój elektromobilności, między
innymi poprzez budowę do końca dekady co najmniej 10 000
punktów ładowania samochodów elektrycznych. Grupa ORLEN będzie
konsekwentnie pozyskiwać nowe grupy klientów, dzięki szerokiej,
zintegrowanej ofercie, obejmującej energię elektryczną, gaz ziemny
ipaliwa płynne.
2. Strategia
27Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
2. Strategia
Wydobycie: zrównoważony wzrost portfela
znaciskiem na aktywa gazowe
Wzwiązku zkoniecznością zapewnienia bezpieczeństwa
energetycznego kraju, wstrategii zakładamy utrzymanie poszukiwań
istabilnego poziomu wydobycia gazu wPolsce oraz inwestycje we
wzrost wydobycia wNorwegii. Realizacja strategii pozwoli na wzrost
wolumenu wydobycia gazu. Grupa kontynuuje działania
poszukiwawcze izapewniające stabilne wydobycie wPolsce.
Grupa realizuje także projekt integracji krajowych społek
wydobywczych celem optymalizacji ich działalności iuzyskania
synergii wramach GK ORLEN. Ponadto prowadzi działalność
pozwalającą budować zbilansowany portfel aktywow upstreamowych,
co obejmuje m.in. działalność wPakistanie oraz ZEA.
Obrót gazem
Grupa zakłada utrzymanie gwarantowania bezpieczeństwa dostaw
gazu ziemnego do Polski (LNG idostawy gazociągowe) poprzez
zdywersyfikowany portfel dostaw. Koncern będzie dążył do
maksymalizacji wartości zpozostałej działalności, np. wzmocnienie
funkcji tradingu wcelu optymalizacji marży handlowej.
Energetyka konwencjonalna oraz sieci
Wsparcie stabilności dostaw energii elektrycznej igazu wPolsce,
inwestycja wźródła wytwórcze oraz modernizacja irozbudowa sieci.
Wcelu ograniczania emisyjności energetyki iciepłownictwa,
przy jednoczesnym zapewnieniu ciągłości dostaw energii, Grupa
rozbuduje park jednostek CCGT bilansujących polski system
elektro-energetyczny izastępujących wysokoemisyjne elektrownie
ielektrociepłownie węglowe. Wramach partnerstw, Grupa będzie też
rozwijać ieksploatować małe reaktory modułowe (ang. small modular
reactors, SMR) – kolejne potencjalne źródło zeroemisyjnej energii
elektrycznej oraz ciepła.
Aby umożliwić przeprowadzenie transformacji energetycznej, Grupa
będzie modernizować irozbudowywać sieć dystrybucyjną energii
elektrycznej.
Zrównoważony rozwój Grupy ORLEN
WStrategii Grupy ORLEN do 2030 roku przyjęto osiągnięcie
długofalowego celu całkowitej neutralności emisyjnej Koncernu
w2050 roku. Do 2030 roku Koncern zredukuje emisje CO
2
e
o25% (absolutna ilość emisji wsegmentach rafinerii, petrochemii
iwydobycia), oraz o40% emisje CO
2
e na MWh wobszarze energetyki,
atakże o15% zredukować wskaźnik NCI (intensywność emisji ze
sprzedanych produktów energetycznych mierzona jako gCO
2
e/MJ dla
wszystkich zakresów emisji). Grupa ORLEN przeznaczy znaczne środki
na inwestycje wspomagające transformacje energetyczną:
• rozwoju energetyki odnawialnej,
• rozbudowy mocy wbiogazie ibiometanie,
• elektromobilności,
• rozbudowy mocy wbiopaliwach ibiomateriałach,
• rozwoju wobszarze recyklingu,
• rozwoju wobszarze wodoru.
Znaczące inwestycje wBiR icyfryzację
Realizacja celow strategii będzie wymagała transformacji wewnątrz
organizacji. Kluczowym obszarem będą badania irozwój. Istotnym
elementem zmiany będzie proces cyfryzacji, wspierający podniesienie
efektywności produkcji idystrybucji, dla ktorego Grupa wydzieliła
dedykowane zasoby. Ponadto, Grupa koncentruje się na projektach
ograniczających ślad środowiskowy oraz ma na celu wzmacnianie
relacji zklientami. Grupa ORLEN wdroży nowy model zarządzania,
dostosowany do skali działania iuwzględniający prowadzone
procesy akwizycyjne. Grupa będzie organizacją opartą na wiedzy
iwszechstronnych kompetencjach, inwestującą wrozwoj talentow
ikapitału ludzkiego.
Rozwój Grupy przy utrzymaniu stabilnych
fundamentów finansowych
Strategia to również stabilne fundamenty finansowe prowadzonej
działalności. Budowa wartości Grupy ORLEN jest oparta orentowne
inwestycje, zrównoważone źródła finansowania istabilny bilans.
Źródła finansowania będą zbilansowane dzięki uzupełnieniu
bieżących przepływów finansowych dodatkową pojemnością
dłużną. Grupa ORLEN wykorzystuje również alternatywne źródła
finansowania, takie jak project finance, finansowanie unijne związane
zinnowacjami itransformacją energetyczną oraz współfinansowanie
wybranych projektów przez partnerów zewnętrznych. Inwestycje
bezpośrednio wpisujące się wcel neutralności emisyjnej są
współfinansowane m.in. poprzez obligacje zrównoważonego rozwoju
izielone obligacje emitowane na europejskim rynku kapitałowym.
28Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
2. Strategia
2.3. Realizacja celów Strategii w2023 roku
Po okresie wahań rynkowych spowodowanych wojną na Ukrainie, rok
2023 był rokiem finalizacji wdrażania działań stabilizujących. Koncern
zrealizował także wiele kamieni milowych wkluczowych dla Grupy
ORLEN projektach strategicznych.
Istotnym działaniem Grupy ORLEN w2023 roku była dalsza
dywersyfikacja dostaw ropy oraz gazu oraz poczynienie kroków
dla zabezpieczenia strategicznych surowców izagwarantowanie
bezpieczeństwa energetycznego kraju. Wtym celu została podpisana
wczerwcu 2023 roku umowa zBP na dostawy ropy zMorza
Północnego obejmująca ponad 6 mln ton rocznie oraz zostały
zabezpieczone dostawy gazu LNG zSempra Infrastructure od
2027 roku, atakże możliwość odbioru ładunków wterminalu LNG
wZatoce Gdańskiej. Ponadto realizowane są inwestycje zwiększenia
pojemności magazynowych na gaz ziemny wPolsce, które dzięki
planowanym działaniom mają wzrosnąć o25% wskali krajowej.
W2023 roku przeprowadzono integrację aktywów wydobywczych
wNorwegii wramach spółki PGNiG Upstream Norway, konsolidując
aktywa wydobywcze zLOTOS Exploration & Production Norge.
Kluczowe procesy akwizycyjne na Norweskim Szelfie Kontynentalnym
objęły przejęcie kontroli nad całą działalnością spółki wydobywczej
KUFPEC Norway. Transakcja pozwoli na wzrost wydobycia gazu
ziemnego wNorwegii ojedną trzecią iwwyniku czego wydobycie
przekroczy 4 mld m
3
rocznie. Jednocześnie Grupa ORLEN
rozpoczęła eksploatację złoża Tommeliten Ana Norweskim Szelfie
Kontynentalnym. Zapewni to Koncernowi dodatkowe 0,5 mld m
3
gazu
ziemnego rocznie, który będzie dostarczany do kraju za pomocą
gazociągu Baltic Pipe. Koncern uzyskał też zgody administracyjne na
rozpoczęcie przygotowań do eksploatacji złóż: Alve Nord, Orn, Fenris,
Tyrving, Andvare oraz Verdande, atakże obszaru Yggdrasil.
Ich zagospodarowanie zapewni koncernowi ok. 9 mld m
3
gazu
wcałym okresie eksploatacji. Złoża będą uruchamiane wlatach 2024-
2027. Prace na Fenris iYggdrasil już się rozpoczęły.
Jednocześnie dzięki nabyciu koncesji wydobywczych na Norweskim
Szelfie Kontynentalnym wzłożach Adriana iSabina, Grupa ORLEN
posiada udziały wblisko 100 koncesjach na wodach norweskich.
Grupa ORLEN inwestuje też winne obszary. Przejęła 50 proc.
udziałów wkoncesji Polaris na Morzu Barentsa, która będzie
wykorzystywana do magazynowania dwutlenku węgla. To efekt
umowy pomiędzy PGNiG Upstream Norway oraz właścicielem
koncesji – firmą Horisont Energi AS. Transakcja przyczyni się do
rozwoju nowej linii biznesowej koncernu związanej zodbiorem
izarządzaniem przemysłowymi emisjami CO
2
. Polaris to jeden
znajbardziej zaawansowanych projektów magazynowania dwutlenku
węgla na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Grupa ORLEN prowadzi
również działalność międzynarodową wobszarze wydobycia
iprodukcji ze złóż niekonwencjonalnych wKanadzie oraz Pakistanie –
wydobycie ztych kierunków w2023 roku wyniosło ok. 0,7 bcm (billion
cubic meters) gazu ziemnego.
Koncern realizował kluczowe projekty inwestycyjne zsegmentu
Rafinerii, Petrochemii iNawozów. WMożejkach dostarczono
kolumnę próżniową do instalacji Hydrocrackingu, która umożliwi
głębszy przerób ropy, WPłocku Koncern realizuje inwestycję
wOLEFINY III, która zwiększy udział Grupy ORLEN weuropejskim
rynku petrochemicznym, oraz HVO zmocami ok. 300 tys. ton
rocznie, czyli instalację do produkcji uwodornionych olejów
roślinnych, które będą biokomponentem do oleju napędowego i/
lub paliwa lotniczego. WGdańsku poczyniono istotne działania
wkierunku budowy instalacji HBO, czyli instalacji do produkowania
wysokiej jakości bazowych olejów smarowych, awe Włocławku
finalizowano budowę trzeciej linii produkcyjnej nawozów, dzięki której
powstanie ok. 200 nowych miejsc pracy iumożliwi niemal całkowitą
redukcję emisji gazów cieplarnianych przy produkcji nawozów
dzięki zastosowaniu nowoczesnych rozwiązań technologicznych.
WCzechach Unipetrol zGrupy Orlen buduje instalację odzysku ciepła
wzakładzie produkcyjnym wKralupach nad Wełtawą. Inwestycja
pozwoli zaoszczędzić do 5 MW energii cieplnej na godzinę. Unipetrol
dokonał także zakupu włosko-czeskiej firmy Remaq, lidera wobszarze
recyklingu wEuropie Centralnej, jest jednym zelementów realizacji
strategicznych planów koncernu. Transakcja ta pozwoli Grupie
ORLEN osiągnąć już blisko 10 proc. mocy wrecyklingu, wramach
strategicznego celu przyjętego do 2030 roku.
W2023 roku ORLEN był także aktywnym graczem na rynku
odnawialnych źródeł energii na lądzie. Wpaździerniku 2023 roku
sfinalizowano zakup 3 farm wiatrowych wWielkopolsce: FW Ujazd
(30 MW), FW Dobrzyca (49,9 MW) oraz FW Dominowo (62,4 MW).
Wramach transakcji zabezpieczono również opcje uzupełnienia ich
oaktywa fotowoltaiczne (omocy do 159 MW), wykorzystując do tego
już istniejące przyłącze sieciowe (tzw. cable pooling). Podpisane
zostały również warunkowe umowy zakupu iumowy przedwstępne
na kolejne farmy wiatrowe ifotowoltaiczne. Inwestycje obejmowały
również rozbudowę sieci wcelu przyłączania nowych odbiorców
iwytwórców, atakże modernizacje, których zadaniem jest poprawa
niezawodności dostaw energii elektrycznej. Poniesiono także
nakłady na innowacyjne technologie irozwiązania sieciowe, takie
jak m.in. projekt przebudowy sieci do standardów Smart Grid. Projekt
ten ma na celu zapewnienie stabilności ielastyczności systemu
dystrybucyjnego poprzez wdrożenie rozwiązań inteligentnej sieci
energetycznej ijest współfinansowany zUE wramach Programu
Operacyjnego Infrastruktura iŚrodowisko. Istotny udział stanowiły
też inwestycje związane zbudową nowych mocy OZE (głównie PV),
rozwojem iutrzymaniem aktywów ciepłowniczych Grupy imajątek
oświetleniowy.
29Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
2. Strategia
Ponadto, wmaju wmurowano kamień węgielny pod budowę
CCGT Grudziądz omocy zainstalowanej brutto 575 MW, przy czym
eksploatacja bloku ma rozpocząć się już w2025 roku. Trwa budowa
CCGT Ostrołęka. 29 czerwca 2023 roku została zawarta umowa
kredytowa na finansowanie budowy elektrowni gazowo-parowej
(CCGT) omocy 745 MWe zkonsorcjum polskich izagranicznych
instytucji finansowych.
Miniony rok był także bardzo produktywny wzakresie rozwoju
paliw alternatywnych. Wzakresie ładowarek do aut elektrycznych
Koncern zwiększył liczbę ładowarek o60 sztuk osiągając liczbę 1 379.
Ponadto pod koniec 2023 roku ORLEN otworzył punkt tankowania
wodoru na terenie zakładu komunikacji miejskiej wPłocku oraz
uruchomił 2 stacje publiczne do tankowania wodoru wCzechach:
wPradze iLitvinowie. Koncern realizował również testy tankowania
20 autobusów wpunkcie tankowania wodoru wPoznaniu, gdzie
ORLEN podpisał zMPK Poznań umowę na dostawę wodoru do
zasilania autobusów na 10 lat. Zkolei na Pomorzu ORLEN powołał
wraz zkilkunastoma partnerami Dolinę Bursztynową, której celem jest
budowa ekosystemu wodorowego poprzez produkcję, dystrybucję
iwykorzystanie wodoru odnawialnego wrafinerii, porcie Gdynia
izasilania transportu publicznego. Warto też podkreślić, że ORLEN,
jako pierwsza Spółka wPolsce, odebrała we wrześniu 2023 roku
lokomotywę manewrową zasilaną wodorem ibędzie ją na stałe
operować przy swoich zakładach produkcyjnych.
Wzakresie tradycyjnej działalności detalicznej w2023 roku ORLEN
otworzył rekordową liczbę nowych stacji wPolsce – 24. Ponadto
zostały włączone do sieci Grupy ORLEN stacje Lotos wPolsce oraz
MOL na Węgrzech iSłowacji, gdzie przeprowadzono rebranding na
dominującej większości stacji. Zostały także przeprowadzone procesy
akwizycyjne stacji paliw wNiemczech – 17 stacji oraz poczynione
działania do przejęcia 267 stacji na rynku austriackim. Aktualnie
(wliczając transakcję wAustrii, która została sfinalizowana wstyczniu
2024) Grupa liczy ponad 3400 stacji, co powoduje prawie całkowitą
realizację celu strategicznego, wktórym Grupa deklarowała chęć
rozbudowy sieci stacji paliw do 3500 lokalizacji.
Wypracowany zysk wpołączeniu zbezpieczną sytuacją finansową
pozwoliły na kolejny wzrost nakładów inwestycyjnych. W2023 roku
Grupa ORLEN przeznaczyła na inwestycje 32,6 mld PLN vs. 19,6 mld
PLN w2022 roku.
30Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3
Zrównoważony
rozwój
3. Zrównoważony rozwój
3.1 Strategia Zrównoważonego Rozwoju
3.2 Zarządzanie
3.3 Klimat iśrodowisko
3.4 Pracownicy - Zatrudnienie irealizowane programy
3.5 Społeczności - Społeczna Odpowiedzialność Biznesu (CSR)
3.6 Bezpieczeństwo - Higiena Pracy (BHP)
31Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3.1. Strategia Zrównoważonego Rozwoju
3. Zrównoważony rozwój
Strategia Zrównoważonego Rozwoju dla ORLEN S.A. na lata 2021-
2023 (Strategia ZR) obejmowała działania wzakresie środowiskowym
(Environment), społecznym (Social) iładu korporacyjnego
(Governance). Wprzypadku filaru środowiskowego, uwaga skupiona
była na klimacie, zarządzaniu ryzykiem klimatycznym iskutecznym
wdrażaniu praktyk gospodarki surowcowej. Wfilarze społecznym
głównym punktem zainteresowania były społeczności lokalne. Celem
strategii na lata 2021-2023 było rozszerzanie odpowiedzialności
ORLEN S.A. za cały cykl życia produktu – wtym za użyte surowce,
rozwój produktu, produkcję iużytkowanie, anastępnie recykling.
Celem było również promowanie rozwoju odpowiedzialnej konsumpcji
wśród klientów Grupy. Wreszcie, wfilarze ład korporacyjny,
koncentrowano się na opracowywaniu rozwiązań umożliwiających
osadzenie zrównoważonego rozwoju wsystemach zarządzania,
odpowiednim iprzejrzystym raportowaniu, etyce iwartościach
organizacyjnych.
W2023 roku opracowano nową Strategię Zrównoważonego
Rozwoju dla Grupy ORLEN na lata 2024-2030. Strategia ZR jest
kompatybilna ze strategią biznesową (łącznie zhoryzontem czasowym
do 2030 roku), co wyraźnie potwierdza, że ORLEN transformuje się
wduchu zrównoważonego rozwoju.
Kierunki nowej strategii Zrównoważonego Rozwoju obejmują
minimalizację wpływu na klimat, ochronę środowiska naturalnego,
dbanie odobre warunki pracy wGrupie, współdziałanie zlokalnymi
społecznościami oraz odpowiedzialne zarządzanie. Celem strategii
jest wsparcie realizacji ambitnej agendy biznesowej na najbliższą
dekadę, wzmocnienie ścieżki osiągnięcia celu Net Zero w2050
roku, atakże zbudowanie długoterminowej wartości dla wszystkich
interesariuszy. Zintegrowane podejście pozwala wykorzystać szanse
imożliwości wynikające ze zmian otoczenia ikreować wartość
społecznie odpowiedzialnej transformacji energetycznej koncernu.
Strategia Zrównoważonego Rozwoju Grupy ORLEN 2024-2030
została zatwierdzona przez Zarząd na posiedzeniu 05.12.2023
oraz Radę Nadzorczą 14.12.2023. Publiczna komunikacja Strategii
Zrównoważonego Rozwoju odbyła się 18.12.2023.
Strategia Zrównoważonego Rozwoju to kompleksowy plan działań
opracowany dla całej Grupy ORLEN, łącznie zzagranicznymi
spółkami, wktórym zebrano ambicje, ale imierzalne konkretne cele.
Zrównoważony kierunek pozwala firmie się rozwijać izapewnia
długoterminową odporność izyski zarówno dla ORLEN jak ijego
interesariuszy. Podczas prac nad strategią brano pod uwagę m.in.
regulacje CSRD, projekt dyrektywy CSDDD, Cele Zrównoważonego
Rozwoju ONZ (SDGs), wytyczne TCFD (ang. Task Force on Climate-
related Financial Disclosures) iTNFD (ang. Task Force on Nature-
related Financial Disclosures). Wdokumencie uwzględniono również
uwagi agencji ratingowych ESG, jak ipozostałych interesariuszy –
pracowników, partnerów biznesowych, klientów indywidualnych
iinnych.
Po przeanalizowaniu powyższych informacji wyznaczono 5 głównych
filarów nowej strategii – Klimat, Środowisko, Pracownicy, Społeczności
oraz Zarządzanie. Wfilarach wyznaczono 18 strumieni, wktórych
zdefiniowano konkretne cele, rozpisane wdwóch horyzontach
czasowych – do 2026 ido 2030 roku. Takie rozbicie czasowe
pozwala na uwiarygodnienie ścieżki transformacyjnej podjętej przez
ORLEN, która docelowo prowadzi do Net Zero w2050 roku.
Cele zdefiniowane wStrategii ZR odnoszą się bezpośrednio
do konkretnych SDGs’ ów, jak również do unijnych standardów
raportowania ESRS’ów – co pozwoli Grupie ORLEN spełnić obowiązek
raportowania zgodnie zCSRD.
3. Zrównoważony rozwój
32Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3. Zrównoważony rozwój
Kierunki icele Strategii Zrównoważonego Rozwoju 2021-2023
Kierunki Strategii Zrównoważonego Rozwoju ORLEN S.A. na lata 2024-2030
33Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Wfilarze Klimat tematami wiodącymi są dekarbonizacja itransformacja
energetyczna. Wyznaczono konkretne cele związane zinwestycjami
wodnawialne źródła energii, np. farma wiatrowa na Bałtyku – Baltic
Power, czy produkcję biogazu, biopaliw oraz cele redukcji emisji
gazów cieplarnianych wyznaczone na 2030 rok. Bardzo ważną
kwestią jest również adaptacja Grupy ORLEN do zmiany klimatu oraz
przeciwdziałanie iminimalizowanie ryzyk wynikających ztej zmiany.
Więcej na temat strategii dekarbonizacji Grupy ORLEN wrozdziale
Klimat iŚrodowisko.
Środowisko – wtym filarze uwaga skierowana jest na minimalizowanie
wpływu działalności na środowisko iprzeciwdziałanie utracie
bioróżnorodności. Przedstawiono kompleksowe podejście do
ochrony różnorodności biologicznej, tworząc plan dotyczący tego
zagadnienia dla całej Grupy, planowane jest policzenie śladu
bioróżnorodnościowego. Ważnym elementem wtym filarze jest
również zrównoważona gospodarka wodno-ściekowa – jednym
zcelów jest holistyczne podejście do tematu opomiarowania śladem
wodnym. Wnajbliższych latach kładziony będzie także duży nacisk na
gospodarkę obiegu zamkniętego iminimalizowanie zanieczyszczeń.
Pracownicy to filar, wktórym wyznaczono cele związane zarówno
zjeszcze większym skupieniem uwagi na BHP oraz minimalizowaniu
wypadków, bezpieczeństwie procesowym, ale także na dobrostanie
pracowników własnych – zakładana jest kontynuacja irozszerzanie
oferty projektów rozwijających kompetencje pracowników, czy dbanie
ozdrowie zarówno fizyczne jak ipsychiczne. Ważnym elementem
jest też well being – celem jest pozostanie wgronie najlepszych
pracodawców wregionie, tak żeby ORLEN był nadal postrzegany jako
przyjazne miejsce pracy.
Filar Społeczności obejmuje m.in. rozwój projektów CSR-owych
angażujących ipomagających społecznościom lokalnym. Planowany
jest duży program sprawiedliwej transformacji dla społeczności
najbardziej narażonych na negatywne skutki transformacji wregionie.
ORLEN ma pozostać dobrym sąsiadem iwspółdziałać zotoczeniem,
stąd też plan powołania Rzecznika ds. Społeczności lokalnych, do
którego będzie można zgłaszać uwagi, pomysły oraz skargi.
Ostatni filar, który jest niezbędny aby scalać wszystkie pozostałe to
Zarządzanie. Wyznaczono m.in. cele związane znależytą starannością
wcałym łańcuchu wartości ORLEN związany zoddziaływaniem na
środowisko jak idbaniem oprawa człowieka. ORLEN ma ambicje
bycia liderem zmiany idawania przykładu wśród firm, zktórymi
współpracuje. Kontynuowane będą idalej rozwijane liczne programy
szkoleniowe oraz warsztaty wtematyce dbania oróżnorodność
irówność wcałej organizacji.
3. Zrównoważony rozwój
34Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3.2. Zarządzanie
Zarządzanie wobszarze zrównoważonego rozwoju koncentruje się
na opracowywaniu rozwiązań umożliwiających implementację zasad
ESG wnaszych systemach zarządzania, odpowiednim iprzejrzystym
raportowaniu, etyce iwartościach organizacyjnych. Zrównoważony
rozwój izarządzanie kwestiami klimatu są zakorzenione wstrukturach
zarządczych Grupy ORLEN. Wnowej strategii definiowane są cele
ramach m.in. należytej staranności iprzestrzegania praw człowieka
wcałym łańcuchu wartości, różnorodności iinkluzywności, etyki
iprzeciwdziałaniu korupcji, atakże cyberbezpieczeństwa.
Zrównoważony rozwój wyznacza drogę dalszego działania Grupy
ORLEN, apoprzez powiązanie celów zrównoważonego rozwoju
zpolityką wynagrodzeń wGrupie iwpisaniem ich do systemu MBO,
zarówno na poziomie Zarządu, jak ina odpowiednim poziomie
dyrektorów N-1.
Zarządzanie ryzykami iszansami wynikającymi ze zmiany klimatu
należy do odpowiedzialności Prezesa Zarządu oraz do członka
Zarządu ds. Strategii iZrównoważonego Rozwoju, który pełni funkcję
Pełnomocnika ds. Zrównoważonego Rozwoju iKlimatu iprzewodniczy
Radzie ds. Klimatu iZrównoważonego Rozwoju. Rada ds. Klimatu
iZrównoważonego Rozwoju raportuje do Zarządu poprzez zebrania
Komitetu Strategii Koncernu.
3. Zrównoważony rozwój
Struktura zarządzania zrównoważonym rozwojem ikwestiami klimatu wGrupie ORLEN
35Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3. Zrównoważony rozwój
Do szczegółowych zadań Rady należy przede wszystkim
identyfikowanie imonitorowanie szans iryzyk klimatycznych, atakże
analiza iraportowanie oddziaływań klimatycznych, wtym ich wpływ na
wyniki isytuację finansową oraz planowane wydatki inwestycyjne.
Zadania Rady ds. Klimatu iZrównoważonego Rozwoju
36Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3.3. Klimat iśrodowisko
Grupa ORLEN, w2020 roku, jako pierwsza firma zbranży paliwowo-
energetycznej wregionie, przyjęła strategię dekarbonizacji,
podejmując zobowiązanie do osiągnięcia zerowej emisji netto do
2050 roku. Ta fundamentalna decyzja jest podstawą dla bieżących
wysiłków Grupy na rzecz globalnej transformacji na gospodarkę
zeroemisyjną.
3.3.1. Polityka klimatyczna
Polityka klimatyczna Grupy ORLEN
Wstrategii biznesowej Grupy ORLEN do 2030 roku uwzględnia
się zmianę klimatu, nowe regulacje oraz oczekiwania klientów
iinwestorów. Opublikowana wczerwcu 2023 roku Polityka
klimatyczna jest jej uzupełnieniem, wktórej mowa oryzykach
iszansach klimatycznych. 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, które mają na
celu uspójnienie informacji oryzykach finansowych związanych
zoddziaływaniem na klimat, publikowanych przez poszczególne
przedsiębiorstwa. Polityka klimatyczna Grupy ORLEN obejmuje
inicjatywy mające na celu redukcję emisji gazów cieplarnianych,
zwiększenie efektywności energetycznej iintegrację odnawialnych
źródeł energii we wszystkich obszarach naszej działalności.
Znaczenie zrównoważonego rozwoju rozpoznane jest nie tylko
wramach własnej działalności operacyjnej Grupy ORLEN, ale także
wcałym łańcuchu poprzez raportowanie emisji gazów cieplarnianych
wtrzech zakresach. Polityka klimatyczna nie jest tylko niezależnym
planem działań, ale jest głęboko zintegrowana ze strategią biznesową
Grupy do 2030 roku.
3.3.2. Strategia dekarbonizacji
(cele wzakresie redukcji
emisyjności)
We wrześniu 2020 roku Grupa ORLEN zadeklarowała cel
osiągnięcia neutralności emisyjnej najpóźniej do 2050 roku.
Wramach dochodzenia do tego celu do 2030 roku Grupa ORLEN
o25% zredukuje emisje CO
2
e (gazy cieplarniane przeliczone
na ekwiwalent CO
2
) zaktywów rafineryjnych, petrochemicznych
iwydobywczych, zmniejszy o40% intensywność emisji CO
2
e na
MWh zwytwarzania energii elektrycznej iciepła oraz o15% CO
2
e/
MJ współczynnika Net Carbon Intensity. Do 2030 roku wyeliminuje
emisje zrutynowego flarowania iodpowietrzania metanu podczas
procesów wydobywczych, ado 2035 roku Grupa ORLEN zakończy
produkcję energii iciepła zwęgla.
Ogłoszona przez Grupę ORLEN strategia osiągnięcia neutralności
emisyjnej opiera się zwłaszcza na dążeniu do efektywności
energetycznej produkcji, zero- iniskoemisyjnej energetyce,
produkcji paliw przyszłości oraz na rozwoju technologii wychwytu
iskładowania dwutlenku węgla.
3. Zrównoważony rozwój
37Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Cele operacyjne redukcji emisji Grupy ORLEN
3. Zrównoważony rozwój
1. Ilość emisji wsegmentach rafinerii, petrochemii iwydobycia mierzona jako MtCO
2
e dla zakresów emisji 1 i2.
2. Intensywność emisji wsegmencie energetyki mierzona jako kgCO
2
e/MWh dla zakresu emisji 1.
3. Intensywność emisji ze sprzedanych produktów energetycznych mierzona jako gCO
2
e/MJ dla zakresów emisji 1, 2 iZakresu 3 Kategorii 11.
4. Redukcja emisji jest zgodna ze ścieżką ograniczenia ocieplenia klimatu do 1,5 stopnia do 2050 roku. Osiągnięcie naszych długoterminowych celów jest uwarunkowane
rozwojem technologicznym oraz kontekstem regulacyjno-prawnym. Tego typu czynniki mogą mniej lub bardziej sprzyjać przeprowadzeniu transformacji energetycznej oraz przyspieszyć
lub ograniczyć tempo realizacji naszej strategii.
SCHEMAT 4
38Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Poziom emisji CO
2
wsegmentach rafinerii, petrochemii iwydobycia [MtCO
2
e]
Produkcja energii wGrupie ORLEN [TWh]
W2020 roku Grupa ORLEN określiła cel redukcji o20%
emisji CO
2
e do 2030 roku zistniejących aktywów rafineryjnych
ipetrochemicznych. W2023 roku Grupa ORLEN zaktualizowała ten
cel podnosząc jego wartość do 25% oraz rozszerzając jego zakres
osegment wydobycia iodnosząc do wszystkich aktywów, także
tych nowych, liczonych wg metody equity share. Realizacja celu
będzie wynikiem podjętych działań takich jak:
• ograniczenie emisji metanu iflaringu przy wydobyciu
węglowodorów - cel Zero Routine Flaring iZero Venting,
• wdrożenie rozwiązań poprawiających efektywność energetyczną,
• zastosowanie technologii wychwytu, składowania iwykorzystanie
dwutlenku węgla (technologia wychwytu, transportu, utylizacji
iskładowania dwutlenku węgla - CCUS),
• wykorzystanie energii znisko- izeroemisyjnych źródeł wzakładach
produkcyjnych rafineryjno-petrochemicznych iwydobywczych.
W2020 roku określiliśmy cel redukcji o33% intensywności
emisji CO
2
e/MWh do 2030 roku. Dzięki dużym inwestycjom
wnisko- izeroemisyjne źródła energii oraz redukcji udziału węgla
podnieśliśmy cel do 40%. Wzwiązku zdekarbonizacją energetyki
planujemy również zakończyć produkcję energii zwęgla do 2035
roku. Realizacja celu będzie wynikiem podjętych działań takich jak:
• powstanie dwóch nowych bloków gazowo-parowych CCGT
(Ostrołęka, Grudziądz),
• intensywny rozwój OZE (morska ilądowa energetyka wiatrowa oraz
fotowoltaika),
• dekarbonizację aktywów węglowych, wtym tych ciepłowniczych,
zcałkowitym odejściem od węgla do 2035 roku,
• rozwój małych reaktorów modułowych SMR.
Produkcja energii elektrycznej icieplnej zwęgla
wGrupie ORLEN [TWh]
3. Zrównoważony rozwój
1) Cel odnosi się do emisji gazów cieplarnianych wzakresach 1 i2 wsegmentach rafinerii, petrochemii iwydobycia liczone wg zasady equity share.
WYKRES 1
WYKRES 2
WYKRES 3
39Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Redukcja współczynnika NCI będzie odzwierciadlała nie tylko
nasze działania na rzecz ograniczenia emisji wZakresach 1 i2, ale
przede wszystkim działania na rzecz produkcji idostarczania coraz
więcej nisko- izeroemisyjnej energii, która nie wpływa na wzrost
emisji wZakresie 3. Dla osiągnięcia 15% redukcji NCI kluczowy
będzie rozwój zero- iniskoemisyjnej energetyki – OZE, CCGT,
SMR – ale również alternatywne paliwa, które nie są uwzględnione
winnych celach dekarbonizacji. Poprzez rozwój produkcji biogazu,
odnawialnego wodoru, biopaliw, paliw syntetycznych oraz poprzez
zwiększenie liczby punktów ładowania będziemy dostarczać większe
ilości energii, która nie zwiększy istotnie naszych emisji. Tym samym
średnia zawartość energii spadnie zpoziomu 76 gCO
2
e/MJ do 65
gCO
2
e/MJ. Wskaźnik NCI daje nam również możliwość uwzględnienia
emisji wychwyconych dzięki technologiom CCUS zainstalowanych
także na aktywach nienależących do Grupy (CCUS jako usługa).
Redukcja współczynnika emisyjności NCI do 2030 roku
3. Zrównoważony rozwój
* Wartości wskaźnika NCI będą finalnie potwierdzone wraz zpublikacją śladu węglowego Grupy ORLEN za 2023 rok.
SCHEMAT 5
40Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Szanse transformacji energetycznej
3. Zrównoważony rozwój
Typ szansy Opis szansy Wpływ finansowy
Efektywność
energetyczna
• Redukcja emisji gazów cieplarnianych
• Mniejsze zużycie energii wzakładach rafineryjno-
petrochemicznych
• Bardziej efektywna imniej emisyjna energetyka
iciepłownictwo
• Bardziej efektywne imniej emisyjne wydobycie
węglowodorów
• Redukcja wzużyciu wody
• Recykling ważnym strumieniem biznesowym
• Mniejsze wydatki na uprawnienia do emisji gazów
cieplarnianych wsystemie EU ETS
• Mniejsze wydatki na surowce energetyczne
importowane
• Większa produktywność generująca większe
przychody izysk
• Inwestycje wefektywność energetyczną zwiększają
wartość zakładów produkcyjnych
Źródła energii
• Dywersyfikacja źródeł energii
• Większa własna produkcja energii woparciu
m.in. oOZE
• Większa niezależność energetyczna poprzez mniejszy
import tradycyjnych surowców
• Rozwój iskalowanie nowych technologii
(np. SMR iCCUS)
• Bardziej stabilne iprzewidywalne przychody dzięki
działalności wsektorach energetyki iciepłownictwa
• Mniejsze koszty operacyjne dzięki działalności
wenergetyce OZE iwenergetyce jądrowej
• Mniejsza zależność finansowa od importu paliw
kopalnianych iod cen uprawnień do emisji gazów
cieplarnianych
• Większy dostęp do źródeł finansowania dzięki
działalności wenergetyce nisko- izero emisyjnej
Produkty
iusługi
• Dostarczenie zero- iniskoemisyjnej energii (czysta
energia elektryczna, niskoemisyjne ciepło, odnawialny
wodór, biometan, paliwa syntetyczne)
• Rozwój produktów iusług nie energochłonnych,
np. produkty petrochemiczne
• Dywersyfikacja biznesowa woparciu onowe
technologie (E-Mobilność)
• Zmiana preferencji konsumentów idzie wślad
za zmianą modelu biznesowego
• Produkty zeroemisyjne nie są obciążone kosztami
emisji gazów cieplarnianych (niższy ślad węglowy)
• Produkty nisko- izero emisyjne pozwalają
wygenerować większe zyski niż produkty
wysokoemisyjne
Rynki
• Działalność wnowych sektorach (energetyka,
e-mobilność, ORLEN Paczka)
• Otwarcie się na nowe rynki winnych państwach
• Możliwość pozyskania dofinansowania na projekty
wspierające transformację energetyczną (Zielone
Finansowanie)
• Możliwość pozyskania nowych klientów dzięki bardziej
zdywersyfikowanej działalności
• Rozwój nowych technologii (OZE, wodór, recykling)
daje Grupie ORLEN możliwość wejścia na nowe rynki
winnych państwach
Odporność
• Koncern multienergetyczny działający wwielu
sektorach
• Dywersyfikacja źródeł zysków
• Dywersyfikacja kosztów
• Zwiększona odporność finansowa ze względu
na bardziej zdywersyfikowane źródła przychodów
41Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3.3.3. Inwestycje wspierające
transformację energetyczną
Grupa ORLEN wlatach 2023-2030 zamierza inwestować wprojekty
wspierające transformację energetyczną. Wciągu najbliższych
lat Grupa ORLEN zamierza zaangażować się wkluczowe
obszary inwestycji badawczo-rozwojowych, ze szczególnym
uwzględnieniem zielonych technologii.
Tym sposobem Grupa ORLEN przyjmuje aktywną postawę, aby
zrównoważyć wyzwania iszanse związane ztransformacją. Czynnie
działa na rzecz poprawy wyników wobliczu wyzwań klimatycznych.
Inwestycje współkach Grupy ORLEN obejmują zarówno
działania organizacyjne, wtym wdrażanie systemów zarządzania
środowiskowo-energetycznych, szkolenia pracowników, prace
badawczo-rozwojowe wzakresie środowiska jak itechniczne
mające na celu zmniejszenie oddziaływania na środowisko
obecnych segmentów biznesowych iproekologiczny rozwój
nowych obszarów działalności.
W2023 roku spółki zGrupy ORLEN zrealizowały 150 programów
lub projektów wobszarze ochrony środowiska. Wdrożone projekty
lub programy dotyczyły modernizacji aktywów spółek wkierunku
ograniczenia ich skali izasięgu oddziaływania na środowisko.
3. Zrównoważony rozwój
Morska energetyka wiatrowa (MEW)
Morska energetyka wiatrowa stanowi jeden zgłównych kierunków
rozwoju nowoczesnej energetyki Grupy ORLEN. Zgodnie ze strategią
Koncernu, do końca tej dekady Grupa osiągnie ponad 9 GW mocy
zainstalowanych wodnawialnych źródłach energii. Realizacja
wszystkich projektów morskich farm wiatrowych, jakie znajdują
się obecnie wportfelu Koncernu, zapewni mu ok. 6,4 GW nowych,
zeroemisyjnych mocy wytwórczych iprzyczyni się do osiągnięcia celu
neutralności emisyjnej firmy w2050 roku.
Baltic Power
Wspólna inwestycja Grupy ORLEN (51% udziałów) iNorthland Power
(49% udziałów). Morska farma wiatrowa Baltic Power to najbardziej
zaawansowany projekt offshore wind wPolsce. Etap przygotowania
został zakończony we wrześniu 2023, wraz zpozyskaniem pełnego
finansowania od 25 międzynarodowych instytucji finansowych.
ORLEN Neptun
Odpowiada za rozwój morskiej energetyki wiatrowej wGrupie ORLEN.
2023 rok był dla Spółki czasem intensywnych prac projektowych
oraz rozpoczęcia prac budowlanych wczęści lądowej Terminala oraz
pozyskania PSzW.
Wramach rozwoju Morskich Farm Wiatrowych wpolskiej wyłącznej
strefie ekonomicznej, spółki celowe ORLEN Neptun zdołały pozyskać
trzy pozwolenia na wznoszenie oraz wykorzystywanie sztucznych
wysp, konstrukcji iurządzeń (tzw. decyzji lokalizacyjnych dla morskich
farm wiatrowych).
Program fotowoltaiki
Pod koniec 2019 roku wGrupie ORLEN uruchomiony został
Program Fotowoltaiki, którego celem jest przygotowanie
ikoordynacja projektów fotowoltaicznych wGrupie ORLEN. Dla
lokalizacji Sokółka w3 kwartale 2022 roku zakontraktowano
Wykonawcę. Rozruch technologiczny został zrealizowany
wpaździerniku 2023 roku. W4 kwartale 2022 roku
zakontraktowano Wykonawcę dla lokalizacji wŻurawicy. Rozruch
technologiczny został zrealizowany wlistopadzie 2023 roku.
Dla zadań wPłocku iOstrowie Wielkopolskim wstyczniu 2023
roku pozyskano zgody korporacyjne na realizację. Elektrownia
PV wPłocku jest na etapie rozruchu mechanicznego. Wgrudniu
2023 roku na instalacji PV na terenie Terminalu Paliw Ostrów
Wielkopolski przeprowadzono rozruch technologiczny. Instalację
odebrano iobecnie oczekuje na przeprowadzenie rozruchu
technologicznego.
Wramach lokalizacji należących do Spółek zGrupy tj. ORLEN
Południe, wtrakcie budowy znajduje się farma PV przy ZP wTrzebini
omocy około 1 MW. Dla projektu farmy wRybniku omocy 2,1 MW
wybrano wykonawcę EPC, jednak projekt został wstrzymany do
czasu otrzymania dofinansowania. Pod koniec lipca 2023 roku
podpisano dwie umowy zwykonawcami EPC na budowę 30
mikroinstalacji fotowoltaicznych na stacjach paliw. Obecnie projekt
jest wzaawansowanej fazie, gdzie część instalacji została już
zamontowana. Jest to projekt pilotażowy, po którym planowane jest
rozpoczęcie kolejnego opodobnym zakresie, tym razem dla 50 stacji
własnych ORLEN na terenie całej Polski. Dodatkowo analizowane są
na bieżąco kolejne nieruchomości igrunty należące do ORLEN pod
farmy PV.
Spółka PGNiG prowadzi obecnie 4 projekty wlokalizacjach Lubocino,
Grobla, Żytelkowo oraz Chmielnik ołącznej mocy 32 MW, projekty są
na etapie pozyskiwania dokumentacji technicznej oraz odpowiednich
zgód administracyjnych.
Dawna Grupa LOTOS ma do zagospodarowania dachy na terenie
Rafinerii Gdańskiej oraz zbiorników wodnych. Trwa przygotowanie do
wyboru doradcy technicznego, który opracuje studium wykonalności
iwstępne koncepcje.
Infrastruktura ładowania aut elektrycznych
Na koniec 2023 roku wGrupie ORLEN funkcjonowało 657 stacji
ładowania samochodów elektrycznych. ORLEN jest jednym zdwóch
wiodących operatorów sieci stacji ładowania wPolsce. Jest również
zdecydowanym liderem pod względem ilości stacji ładowania omocy
100 kW iwyższej wramach Transeuropejskiej Sieci Transportowej
(TEN-T), gdzie ponad połowa lokalizacji wyposażonych wtakie
urządzenia to stacje paliw ORLEN.
42Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3. Zrównoważony rozwój
Biopaliwa niskoemisyjne
Grupa ORLEN konsekwentnie rozwija nową linię biznesową
wobszarze biogazu. Spółka ORLEN Południe nabyła do tej
pory trzy działające biogazownie. Instalacje są zlokalizowane
wmiejscowościach: Konopnica (woj. łódzkie), Wojny-Wawrzyńce
(woj. podlaskie) oraz Buczek (woj. kujawsko-pomorskie).
Zpozyskiwanych substratów rolniczych, odpadowych ipozostałości
zprzetwórstwa będzie produkowany przyjazny środowisku biometan,
wykorzystywany wprzemyśle lub energetyce. Obecnie trwa też
budowa czwartej instalacji – wGłąbowie. To pierwsza wPolsce
ekologiczna biometanownia, która umożliwi produkcję ponad 7 mln
m
3
biometanu rocznie, przekształcanego następnie wpaliwo bioLNG.
BioLNG produkowane zmaterii organicznej to obiecujące paliwo
odnawialne dla transportu. Pilotażowa instalacja umożliwi testowanie
rozwiązań itechnologii, spełniających najwyższe standardy
techniczne, środowiskowe, jak iorganizacyjne. Doświadczenia
zdobyte przy tej inwestycji zostaną wykorzystane wuruchamianych
już, kolejnych, analogicznych projektach. Produkowany biogaz
jest pozbawiany zanieczyszczeń – głównie dwutlenku węgla oraz
związków siarki iazotu. Atutem zlokalizowanej wGłąbowie fabryki
jest duża dostępność substratów rolniczych, które są doskonałym
źródłem biogazu. Do produkcji biometanu posłużą produkty uboczne
zlokalnej produkcji rolnej, nie nadające się do wykorzystania
włańcuchu żywieniowym. Dodatkowo poferment, czyli produkt
uboczny wprodukcji biogazu, może zostać wykorzystany przez
rolników jako naturalny nawóz lub polepszacz gleby. Uruchomienie
produkcji zapewni ponadto wysokospecjalistyczne stanowiska
pracy dla lokalnych społeczności. Biogaz zbiometanowni będzie
podlegał procesowi doczyszczania iskraplania na miejscu, poprzez
schłodzenie do temperatury poniżej minus 162°C. Następnie paliwo
trafi do odbiorców autocysternami kriogenicznymi.
WKętrzynie (woj. warmińsko-mazurskie) Koncern zainwestuje
wnowoczesną tłocznię oleju, która będzie przerabiała pół miliona
ton rzepaku pozyskiwanego wpierwszej kolejności od polskich
rolników iwytwarzała rocznie 200 tys. ton oleju zprzeznaczeniem
na produkcję niskoemisyjnych biopaliw. Inwestycja oznacza również
nowe perspektywy rozwoju dla miasta iregionu. Sama tłocznia to
ponad 100 nowych miejsc pracy, afunkcjonowanie zakładu stworzy
popyt na dodatkowe usługi, które mogą być świadczone przez
lokalnych przedsiębiorców.
Wramach strategii ograniczania emisji dwutlenku węgla
iwykorzystania zasobów odnawialnych wzakresie działań
legislacyjnych Unii Europejskiej ORLEN Unipetrol we współpracy
zjednym zczeskich przewoźników uruchomił w2023 roku projekt,
którego celem jest wspólne testowanie paliwa ze zrównoważonym
biokomponentem wpasażerskich jednostkach silnikowych. Paliwo
zHVO będzie dostarczane przez ORLEN Unipetrol, który przygotuje
poszczególne mieszanki wswoim zakładzie wPardubicach.
Hydrorafinowany olej roślinny (HVO) jest jednym zbiokomponentów
przetwarzanych wprocesach rafineryjnych na substancję
odpowiadającą składem frakcji oleju napędowego zropy naftowej.
HVO jest kompatybilne zmineralnym olejem napędowym idlatego
może być dodawane wwyższych mieszankach do 30 proc. objętości
wzależności od pory roku.
Rozwój wzakresie paliw alternatywnych
wtym H
2
Rozwój infrastruktury związanej zpaliwami wodorowymi jest
elementem Strategii Wodorowej Grupy ORLEN ijednocześnie
ważnym elementem strategii ORLEN2030. To odpowiedź Koncernu
na wyzwania związane ztransformacją energetyczną iszukaniem
zielonych, ekologicznych rozwiązań. Wodór jako alternatywa dla
paliw tradycyjnych jest obecnie kluczowym elementem procesu
dekarbonizacji. Zgodnie ze strategią aż 50% produkowanego
wGrupie ORLEN wodoru będzie nisko lub zeroemisyjne, zambicją na
ok. 80% wperspektywie 2030+. Obecnie wEuropie funkcjonują 163
stacje tankowania wodorem, awrealizacji znajduje się 46 kolejnych
punktów (wg. źródła H
2
.live). Organizacja ACEA – Europejskie
Stowarzyszenie Producentów Pojazdów – rekomenduje, by już
w2025 roku wEuropie funkcjonowało co najmniej 300 takich stacji,
aw2030 – nie mniej niż 1000.
W2021 roku został uruchomiony wGrupie ORLEN projekt Hydrogen
Eagle, obejmujący swym zasięgiem Polskę, Czechy iSłowację.
Wramach jego realizacji w2022 roku ORLEN kontynuował prace nad
hubami wodorowymi we Włocławku iPłocku, apierwszy znich już
działa wTrzebini. Aby skutecznie odpowiedzieć na wyzwania stojące
przed sektorem paliwowym ienergetycznym, atakże sukcesywnie
napędzać rozpoczętą przez Grupę ORLEN transformację, do 2030
roku Grupa ORLEN planuje przeznaczyć znaczne środki finansowe
na inwestycje, dzięki czemu blisko połowa produkowanego przez
nią wodoru będzie nisko- izeroemisyjna. Tym samym, opierając
się na odnawialnych źródłach energii emisja CO
2
, zmniejszy się aż
o1,6 mln ton. Milowym krokiem wrealizacji założeń uwzględnionych
wopublikowanej wlutym 2022 roku Strategii Wodorowej było
podpisanie z37 przedstawicielami biznesu, finansów czy nauki,
umowy inicjującej działalność Mazowieckiej Doliny Wodorowej.
Współpraca obejmie m.in. produkcję, magazynowanie iwykorzystanie
alternatywnego paliwa.
Wmaju 2022 roku ORLEN podpisał porozumienie ostrategicznej
współpracy zfirmą Alstom przy dostawach bezemisyjnych,
ekologicznych pociągów ipaliwa wodorowego dla publicznego
transportu kolejowego. We 2022 roku ORLEN podpisał porozumienie
ostrategicznej współpracy zPESA Bydgoszcz wramach którego
Koncern zapewni dostawy paliwa wodorowego oraz infrastrukturę
tankowania dla pojazdów szynowych. Po stronie ORLEN będzie
też dystrybucja imagazynowanie wodoru. W2022 roku ORLEN
podpisał zMiejskim Przedsiębiorstwem Komunikacji wPoznaniu
umowę na dostawy paliwa wodorowego, które posłuży do zasilania
zeroemisyjnych autobusów miejskich. To największy tego typu
projekt wodorowy wPolsce ijeden znielicznych wEuropie. Kierowcy
wPolsce mogą zatankować wodór do aut na stacjach wPoznaniu
iKatowicach. Kolejne stacje wodorowe ORLEN wBielsku-Białej,
Gorzowie Wielkopolskim, Wałbrzychu, Krakowie, Pile iWarszawie
zostaną oddane do użytku do połowy 2025 roku.
43Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3. Zrównoważony rozwój
W2023 roku kontynuowano rozwój projektów wodorowych, wtym
zakończono prace techniczne, anastępnie uruchomiono 2 pierwsze
publiczne stacje tankowania wodoru ORLEN wCzechach (Praha-
Barandov, Litvínov-Záluží). WORLEN Lietuva w2023 roku został
przygotowany izłożony wniosek na produkcję odnawialnego wodoru
omocy 20 MW wramach dofinansowania rządowego (15 mln EUR)
dla którego uzyskano zgodę na dofinansowanie. Podpisano umowę
zLitewską Agencją Zarządzania Projektami Środowiskowymi (EPMA).
We współpracy zORLEN S.A., w2023 roku kontynuowano realizację
projektu pn. Budowa HUB-uwodorowego wANWIL S.A. mającego
na celu umożliwienie Grupie Kapitałowej ORLEN wejście na rynek
zeroemisyjnych paliw wPolsce oraz stworzenie nowego produktu
jakim są paliwa wodorowe jakości automotive. WORLEN Południe
w2023 roku kontynuowano prace związane ztematyką produkcji
wodoru wykorzystywanego jako paliwo do pojazdów. Rozpoczęto
postępowania na wykonanie studium wykonalności dla produkcji
odnawialnego wodoru dla branży automotive, „zazieleniono” HUB
produkcji wodoru jakości automotive wTrzebini idostarczono na
rynek paliwo zgodne zTaksonomią UE. W2023 roku spółka ORLEN
Laboratorium rozpoczęła również realizację prac dotyczących badań
wodoru jakości automotive oraz oceny ryzyka utraty parametrów
jakościowych włańcuchu logistycznym (przy wsparciu ORLEN S.A.).
Koncern zakupił od spółki PESA Bydgoszcz nowoczesną lokomotywę,
która jest pierwszym wPolsce pojazdem szynowym wykorzystującym
napęd wodorowy. Równolegle rozpoczęły się jej testy. Wramach prób
eksploatacyjnych pierwszy przejazd lokomotywy odbył się na trasie
Gdynia – Hel.
Niskoemisyjne technologie wodorowe są teraz wcentrum uwagi
Europy iświata. Dlatego dzisiaj tak istotna jest współpraca
ibudowanie partnerstw, które docelowo pozwolą osiągnąć Grupie
ORLEN przewagę technologiczną ibiznesową. Wdrażane obecnie
projekty wodorowe dają również możliwość budowy coraz większych
kompetencji. Grupa ORLEN wykorzysta je przy realizacji m.in. swojego
flagowego projektu Hydrogen Eagle.
Gospodarka obiegu zamkniętego
Zgodnie zdecyzją Komitetu Strategii Koncernu wmarcu 2021
roku został uruchomiony Program wdrażania Gospodarki Obiegu
Zamkniętego wGrupie ORLEN (Program GOZ). Gospodarka
wobiegu zamkniętym jest działaniem zmierzającym do racjonalnego
wykorzystania zasobów iograniczenia negatywnego oddziaływania na
środowisko wytwarzanych produktów, które - podobnie jak materiały
oraz surowce - powinny pozostawać wgospodarce tak długo, jak
jest to możliwe, awytwarzanie odpadów powinno być jak najbardziej
zminimalizowane.
ORLEN realizuje różne projekty iprogramy, których celem jest
wykorzystanie surowców alternatywnych iodpadowych. Wśród
projektów tych wyróżnić można: PIGOZ – projekt intensyfikacji
wykorzystania surowców odpadowych wramach Gospodarki Obiegu
Zamkniętego, który koncentruje się na recyklingu iponownym
wykorzystaniu surowców ztworzyw sztucznych; COMBO – projekt,
który zakłada zagospodarowanie wszystkich części składowych
odpadów komunalnych, poprzez implementację odpowiednio
wyskalowanych technologii pod strukturę morfologiczną odpadów.
Projekty objęte programem realizowane są obecnie na terenie
Polski iCzech iobejmują obszary produkcji petrochemicznej,
alternatywnych źródeł energii oraz detalu. Równolegle analizowane
są dalsze możliwości rozszerzania programu na kolejne obszary
czy grupy produktów. Działania Grupy ORLEN skupiają się na
wszystkich elementach cyklu życia tworzywa – od jego wytworzenia
wnaszych instalacjach, przez opakowania produktów marek
własnych oferowanych na stacjach, po selektywną zbiórkę odpadów
powstających np. na stacjach ORLEN iich recykling.
Gospodarka Obiegu Zamkniętego irecycling mają – oprócz redukcji
ilości odpadów kierowanych na składowiska – jeszcze jeden
ważny aspekt dla rozwoju gospodarczego: poprawiają efektywność
produkcji. Wświecie, wktórym popyt iwspółzawodnictwo
ozasoby stale rosną już teraz prowadząc do wyczerpania zasobów
igwałtownego wzrostu cen surowców, można odnieść korzyści
gospodarcze iekologiczne zbardziej efektywnego gospodarowania
zasobami. Na poziomie makroekonomicznym coraz bardziej istotna
będzie „produktywność zasobów” mierzona jako stosunek PKB do
zużycia surowców.
Działania wramach programu GOZ mają także istotny potencjał
dekarbonizacyjny wynikający zfaktu, że recykling – zarówno
mechaniczny jak ichemiczny – tworzyw sztucznych pozwala
oszczędzić znaczne ilości energii isurowców wykorzystanych
wprocesie wytwórczym.
W2023 roku ORLEN dołączył do międzynarodowego projektu
recyklingowego NEXTLOOPP, którego celem jest rozwój
ikomercjalizacja technologii recyklingu oraz wytwarzania wysokiej
jakości cyrkularnego polipropylenu (rPP) zodpadów konsumenckich.
Wyprodukowane wnowej technologii tworzywo ma spełniać
unijne ibrytyjskie wymogi jakościowe stawiane materiałom, które
mają kontakt zżywnością ikosmetykami. Dzięki temu produkcja
plastikowych opakowań będzie bardziej zrównoważona iprzyjazna
środowisku. Dzięki udziałowi wNEXTLOOPP, ORLEN uzyska dostęp
do zaawansowanych technologii zzakresu recyklingu iprzetwórstwa
polimerów ibędzie brał udział wprzygotowaniach do ich
komercyjnego wdrożenia. Zamknięcie obiegu odpadowych opakowań
zpolipropylenu spożywczego (PP) ma fundamentalne znaczenie dla
stworzenia neutralnej dla klimatu gospodarki obiegu zamkniętego,
która jest siłą napędową projektu NEXTLOOPP. Pomoże to zmniejszyć
emisję CO
2
jak iilość odpadów trafiających na wysypiska ido spalarni.
44Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3. Zrównoważony rozwój
W2022 roku Koncern rozpoczął realizację nowatorskiego wskali
kraju projekt „Blue Bridge”, który umożliwi ograniczenie poboru wody
zWisły, pozyskiwanej do procesów technologicznych wZakładzie
Produkcyjnym wPłocku. Wspólnie zpartnerem wtym projekcie,
Wodociągami Płockimi, ORLEN podpisał list intencyjny zPaństwowym
Gospodarstwem Wodnym Wody Polskie, który zakłada powstanie
instalacji uzdatniania ścieków zmiejskiej oczyszczalni iponowne
ich wykorzystanie przez Koncern. Projekt „Blue Bridge” zakłada
doczyszczenie ścieków pochodzących zoczyszczalni eksploatowanej
przez Wodociągi Płockie do jakości odpowiadającej parametrom
wody iponowne jej wykorzystanie wZakładzie Produkcyjnym
ORLEN wPłocku, oddalonym ookoło 5 km od zrzutu ścieków.
Umożliwi to Koncernowi zredukowanie ookoło 25% poboru wody
wiślanej, wykorzystywanej wprocesach technologicznych. W2022
i2023 roku kontynuowano prace nad koncepcją programowo-
przestrzenną projektu, wramach której wykonywane są m.in.
badania na stacji pilotażowej. Wyniki wraz zich analizą będą
podstawą do zaprojektowania instalacji uzdatniania oczyszczonych
ścieków. Jednocześnie proces uzdatnienia ma zapewnić bezpieczne
przetransportowanie odzyskanej wody do ujęcia koncernu. Inwestycja,
która wpisuje się wzałożenia gospodarki obiegu zamkniętego,
zostanie oddana do użytku w2025 roku.
Działania wramach programu GOZ mają także istotny potencjał
dekarbonizacyjny wynikający zfaktu, że recykling – zarówno
mechaniczny jak ichemiczny – tworzyw sztucznych pozwala
oszczędzić znaczne ilości energii isurowców wykorzystanych
wprocesie wytwórczym.
Recykling chemiczny tworzyw sztucznych
W2022 roku ORLEN Unipetrol podpisał umowę na zakup włosko-
czeskiej firmy REMAQ, lidera wobszarze recyklingu wEuropie
Centralnej. Transakcja ta pozwoli Grupie ORLEN osiągnąć już
blisko 10% mocy wrecyklingu, wramach strategicznego celu
przyjętego do 2030 roku. Zodpadów ztworzyw sztucznych
zostaną wytworzone nowe produkty petrochemiczne, które mogą
mieć zastosowanie wbranży budowlanej, motoryzacyjnej czy
opakowaniowej. Włosko-czeska firma REMAQ powstała w2004
roku. Koncentruje się na handlu recyklatami tworzyw sztucznych,
wszczególności polipropylenu, polietylenu ipolistyrenu. W2009
roku firma otworzyła zakład produkcyjny wstrefie przemysłowej
Otrokovice wCzechach. Posiada tam cztery nowoczesne linie do
regranulacji tworzyw sztucznych ołącznej wydajności blisko 29 tys.
ton rocznie. REMAQ jest nie tylko najszybciej rozwijającą się firmą
zajmującą się recyklingiem tworzyw sztucznych wCzechach, ale
także zajmuje znaczącą pozycję na rynku europejskim. W2023 roku
rozpoczęto proces wyboru licencji ioceny technicznej potencjalnych
licencjobiorców woparciu onabyte know-how dla jednostki
przemysłowej recyklingu chemicznego. Celem jest budowa zakładu
pirolizy odpadów tworzyw sztucznych wCzechach iwłączenie go do
całego łańcucha gospodarki oobiegu zamkniętym.
Inne istotne projekty wzakresie ochrony
środowiska
Inwestycje związane zochroną środowiska wzakresie niefinansowych
aktywów trwałych dotyczyły dwóch kategorii: (1) przeciwdziałania
zanieczyszczeniom / zarządzania ochroną środowiska oraz (2)
utylizacji odpadów / zmniejszania emisji / rekultywacji. Uzyskany
efekt prośrodowiskowy obejmował: ograniczenie zużycia istrat
energii, pozyskiwanie energii ze źródeł odnawialnych iredukcja
zapotrzebowania na energię ze źródeł konwencjonalnych,
ograniczenie emisji lotnych związków organicznych, wzrost
bezpieczeństwa procesowego, usprawnienie gospodarki ściekowej
iredukcja zanieczyszczeń wodprowadzanych ściekach, ograniczenie
emisji dwutlenku węgla, pyłów do atmosfery iinnych zanieczyszczeń,
ograniczenie emisji hałasu od urządzeń ipojazdów, ograniczenie
ingerencji wtereny zadrzewione, ograniczenie efektu barierowego
dla organizmów wodnych, wpływ na rozwój elektromobilności,
ograniczenie negatywnego wpływu odpadów iich składników
na środowisko, ograniczenie ryzyka poważnych awarii wzwiązku
zusprawnieniem monitorowania procesów przemysłowych,
przywracanie prawidłowego stanu środowiska gruntowo-wodnego,
ograniczanie zużycia medium grzewczego.
45Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3.3.4. Monitorowanie
poziomu emisji
Monitorowanie wielkości substancji do powietrza realizowane
jest poprzez pomiary okresowe ipomiary ciągłe emisji, dzięki
czemu stopień wykorzystania przyznanych wpozwoleniach
środowiskowych limitów emisji jest kontrolowany na bieżąco.
Największy udział wemisji do powietrza zinstalacji spółek Grupy
ORLEN mają: dwutlenek siarki, tlenki azotu, tlenek idwutlenek
węgla oraz pył. Emisje te powstają głównie wwyniku spalania paliw
przy produkcji energii elektrycznej icieplnej oraz wprocesach
technologicznych instalacji rafineryjnych ichemicznych.
Łączna emisja SO
2
, NOx, CO ipyłów do powietrza ze spółek Grupy
ORLEN wroku 2023 wyniosła blisko 42 tys. ton, aCO
2
blisko
25 mln ton, wtym głównie emisje wramach systemu EU ETS.
Wielkość emisji poszczególnych substancji emitowanych do powietrza przez wszystkie spółki Grupy ORLEN [tony]
1
Substancja 2023 2022
1 2 3
Dwutlenek węgla, wtym: 24 901 368 20 230 972
ORLEN 7 860 759 8 370 987
Grupa Energa 1 735 842 2 964 727
Grupa LOTOS 2 236 628 887 842
Grupa PGNiG 6 550 844 1 034 501
Pozostałe spółki 6 517 295 15 343 903
Dwutlenek siarki, wtym: 18 777 18 532
ORLEN 4 694 4 923
Grupa Energa 842 1 996
Grupa LOTOS 534 289
Grupa PGNiG 3 700 557
Pozostałe spółki 9 007 10 767
Tlenek azotu, wtym: 14 828 12 021
ORLEN 4 414 4 363
Grupa Energa 1 244 1 970
Grupa LOTOS 770 371
Grupa PGNiG 4 343 679
Pozostałe spółki 4 057 4 638
Tlenek węgla, wtym: 7 317 8 289
ORLEN 3 108 2 786
Grupa Energa 778 1 897
Grupa LOTOS 232 94
Grupa PGNiG 1 859 283
Pozostałe spółki 1 340 3 229
Pyły, wtym: 1 178 1 276
ORLEN 181 196
Grupa Energa 176 517
Grupa LOTOS 21 14
Grupa PGNiG 251 36
Pozostałe spółki 549 513
3. Zrównoważony rozwój
TABELA 2
1) Dane dla spółek Grupy Kapitałowej ORLEN obejmują Grupę ENERGA, Grupę LOTOS, Grupę ORLEN oraz Grupę PGNiG. Dane za rok 2022 są dla Grupy ORLEN oraz spółek dawnej Grupy PGNiG
iGrupy LOTOS wokresie od momentu ich włączenia do struktury Grupy ORLEN (odpowiednio 2 i5 miesięcy). Dane za rok 2023 obejmują całą połączoną Grupę ORLEN.
46Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Wielkość emisji poszczególnych substancji emitowanych do powietrza przez wszystkie spółki Grupy ORLEN [tony]
Substancja 2023 2022
Grupa ORLEN* ORLEN S.A.** Grupa ORLEN* ORLEN S.A.**
Dwutlenek węgla (CO
2
) 24 901 368 7 860 759 20 230 972 8 370 987
Rafineria 7 452 214 1 921 077 6 943 221 2 626 618
Petrochemia 2 645 089 844 443 2 940 860 1 031 797
Energetyka 14 327 493 4 815 657 10 157 237 4 661 400
Pozostałe procesy 476 572 279 582 189 654 51 172
Dwutlenek siarki (SO
2
) 18 777 4 694 18 532 4 923
Rafineria 11 776 3 305 13 412 3 493
Petrochemia 189 18 241 21
Energetyka 6 800 1 368 4 877 1 409
Pozostałe procesy 12 3 2 0
Tlenki azotu (NOX) 14 828 4 414 12 021 4 363
Rafineria 3 249 932 3 360 1 165
Petrochemia 2 209 726 2 530 824
Energetyka 8 749 2 436 5 993 2 321
Pozostałe procesy 621 320 138 53
Tlenek węgla (CO) 7 317 3 108 8 289 2 786
Rafineria 2 482 1 432 2 214 1 231
Petrochemia 1 717 1 119 3 342 1 162
Energetyka 2 707 214 2 646 346
Pozostałe procesy 411 343 87 47
Pyły ogółem (PM) 1 178 181 1 276 196
Rafineria 180 78 211 81
Petrochemia 441 11 383 13
Energetyka 532 88 676 101
Pozostałe procesy 25 4 5 1
3. Zrównoważony rozwój
TABELA 3
* Wpowyższej tabeli dane za rok 2022 są dla Grupy ORLEN oraz spółek dawnej Grupy PGNiG iGrupy LOTOS wokresie od momentu ich włączenia do struktury Grupy ORLEN
(odpowiednio 2 i5 miesięcy). Dane za rok 2023 obejmują całą połączoną Grupę ORLEN
** dane dla spółki ORLEN S.A. obejmują aktywa zlokalizowane wPłocku, Włocławku, terminale istacje paliw oraz dawne oddziały PGNiG włączone wstrukturę ORLEN S.A.
47Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3.3.5. Zarządzanie ochroną
środowiska
Normy zzakresu Systemów Zarządzania
wtym Zarządzania Środowiskowego
W2023 roku wORLEN S.A. funkcjonowały ibyły doskonalone
Systemy Zarządzania jak wroku poprzednim. Wramach
obowiązujących przepisów prawnych oraz zgodnie zadeklarowanymi:
• Polityką Zintegrowanego Systemu Zarządzania
• Polityką Energetyczną
• Polityką bezpieczeństwa Żywności
ORLEN S.A. chroni życie izdrowie pracowników poprzez zapewnienie
wszystkim bezpiecznych ihigienicznych warunków pracy. Oferując
wyroby iusługi najwyższej jakości. Dążymy jednocześnie do osiągania
maksymalnie możliwej neutralności ekologicznej, efektywności
energetycznej iwysokich standardów bezpieczeństwa. Realizując
strategię biznesową uwzględniamy uwarunkowania otoczenia
iopieramy się ozrównoważone iodpowiedzialne korzystanie
zzasobów. Powyższe cele idziałania realizowane są woparciu
owdrożony Zintegrowany System Zarządzania (ZSZ), na który
składają się:
• System Zarządzania Jakością wg PN-EN ISO 9001 iAQAP 2110,
• System Zarządzania Środowiskowego wg PN-EN ISO 14001,
• System Zarządzania Bezpieczeństwem iHigieną Pracy wg PN-EN
ISO 45001,
• System Zarządzania Energią (SZEn) wg ISO 50001,
• System Zarządzania Bezpieczeństwem Informacji wg PN-ISO/IEC
27001,
• System Certyfikacji Łańcucha Produkcji Biomasy iBiopaliw (ISCC
EU),
• System Certyfikacji Łańcucha Produkcji Biomasy iBiopaliw (KZR
INiG),
• System Zakładowej Kontroli Produkcji (ZKP),
• System Zarządzania Bezpieczeństwem Żywności HACCP oparty
owymagania Kodeksu Żywnościowego (Codex Alimentarius),
• System Zarządzania Jakością wg PN EN ISO/IEC 17025
(wkomórkach organizacyjnych wykonujących badania metodami
wymagającymi uznania UDT),
• System Zarządzania Risk Based Inspection (RBI).
Zakres certyfikacji Systemu Zarządzania Środowiskowego to:
produkcja, magazynowanie isprzedaż wyrobów rafineryjnych oraz
petrochemicznych, produkcja isprzedaż energii elektrycznej iciepła,
funkcje wartości dodanej, prowadzenie działalności obrotu hurtowego
gazem ziemnym, wtym skroplonym gazem ziemnym (LNG), ropą
naftową, kondensatem węglowodorowym, energią elektryczną,
prawami majątkowymi, uprawnieniami do emisji CO
2
oraz produktami
powiązanymi.
Stosowane podejście procesowe polega na zidentyfikowaniu
izmapowaniu procesów, zuwzględnieniem analizy kontekstu
funkcjonowania całej organizacji, niezbędnych do zapewnienia
zgodności zwymaganiami oferowanych Klientom wyrobów
iusług, przy zachowaniu proekologicznych metod produkcji,
proekologicznego podejścia iminimalizacji negatywnego wpływu na
środowisko, ciągłej poprawy warunków bezpieczeństwa pracy oraz
spełniania wymagań we wszystkich obszarach mających wpływ na
bezpieczeństwo informacji przetwarzanych wORLEN S.A.
Wdrożone Systemy są zgodne znajwyższymi międzynarodowymi
standardami zarządzania istanowią codzienną praktykę wdziałalności
Spółki mającą na celu profesjonalną obsługę Klientów oraz utrzymanie
najwyższych standardów ochrony zdrowia iśrodowiska.
W2023 roku spółki Grupy ORLEN prowadziły działania wzakresie
Zintegrowanych Systemów Zarządzania zgodnie zdotychczasowymi
zasadami koncepcji optymalizacji funkcjonowania tego obszaru.
Zasady iPolityki ZSZ wdrożono wkluczowych spółkach Grupy
ORLEN, tj: ORLEN S.A., wtym wOddziałach PGNIG wramach struktur
ORLEN S.A. , ANWIL S.A., BASELL ORLEN Polyolefins, Inowrocławskie
Kopalnie Soli Solino S.A., ORLEN Administracja Sp. zo.o., ORLEN
Asfalt sp. zo.o., ORLEN Aviation Sp. zo.o., Orlen Budonaft Sp.
zo.o., ORLEN Centrum Serwisowe Sp. zo.o., ORLEN Centrum Usług
Korporacyjnych Sp. zo.o., ORLEN Eko Sp. zo.o., LOTOS Kolej Sp.
zo.o., ORLEN Laboratorium S.A., ORLEN Ochrona Sp. zo.o., ORLEN
OIL Sp. zo.o., ORLEN Paliwa Sp. zo.o., ORLEN Południe S.A., ORLEN
Projekt S.A., ORLEN Serwis S.A., ORLEN Upstream Sp. zo.o., LOTOS
Petrobaltic S.A., LOTOS Lab Sp. zo.o., LOTOS Ochrona Sp. zo.o.,
LOTOS Straż Sp. zo.o., LOTOS Upstream Sp. zo.o., RUCH S.A. iinne.
Zintegrowane Systemy Zarządzania wGK funkcjonują woparciu
owymagania norm:
• ISO 9001:2015 iAQAP 2110, Systemy Zarządzania Jakością;
• ISO 14001:2015, Systemy Zarządzania Środowiskowego;
• ISO 45001:2018, Systemy Zarządzania BHP;
• ISO/IEC 27001:2017-06, Systemy Zarządzania Bezpieczeństwem
Informacji;
• PN-EN ISO 50001: 2018-09, Systemy Zarządzania Energią;
Wdrożone wGK systemy są zgodne zmiędzynarodowymi
standardami zarządzania istanowią codzienną praktykę wdziałalności
Spółek mającą na celu profesjonalną obsługę Klientów oraz
utrzymanie najwyższych standardów ochrony zdrowia, środowiska
ibezpieczeństwa informacji.
3. Zrównoważony rozwój
48Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Zgodność zobowiązującymi regulacjami
środowiskowymi
Działalność instalacji eksploatowanych przez spółki Grupy ORLEN
regulowana jest pozwoleniami zintegrowanymi bądź sektorowymi.
Wpozwoleniach określone są bezpieczne dla środowiska izdrowia
ludzi limity emisji, których dotrzymanie jest monitorowane poprzez
prowadzenie pomiarów ciągłych lub okresowych, atakże poprzez
kontrole prowadzone przez organy ochrony środowiska.
Na podstawie informacji przekazanych od spółek Grupy Kapitałowej
ORLEN w2023 roku stwierdzono łącznie 42 przypadki niezgodności
znormami zzakresu ochrony środowiska. Przedmiotowe
przypadki wwiększości obejmowały zdarzenia sporadyczne
oraz nie powodujące znaczącego, długotrwałego, negatywnego
oddziaływania na środowisko. Tam gdzie było to możliwe, stwierdzone
niezgodności zostały niezwłocznie objęte działaniami mitygującymi
iminimalizującymi aby prowadzona przez spółki działalność nie
powodowała nadmiernej emisji zanieczyszczeń do środowiska oraz
mieściła się wramach wyznaczonych przez stosowne akty prawa oraz
wydane pozwolenia idecyzje.
Ograniczanie ryzyka wycieków zinstalacji
produkcyjnych wzakresie emisji do
powietrza
ORLEN oraz Spółki Grupy ORLEN zobowiązane są do realizacji
działań środowiskowych zarówno wobszarze formalno-prawnym,
inwestycyjnym jak iorganizacyjnym. Jednym zkluczowych zadań
ograniczających wpływ instalacji produkcyjnych na środowisko
(eliminacja emisji niezorganizowanej) jest wdrożenie iutrzymanie
systemu LDAR (Leak Detection and Repair) przeznaczonego do
identyfikacji idetekcji potencjalnych nieszczelności instalacji
(elementów instalacji) przeznaczonych do transportu, magazynowania
oraz przesyłania substancji organicznych, dzięki czemu emisja
lotnych związków organicznych (LZO) może zostać zredukowana
poprzez naprawę tych elementów. Elementy instalacji, które
podlegają wymaganiom LDAR są monitorowane wustalonych,
regularnych odstępach czasu, aby określić, czy jest szczelny czy nie,
awprzypadku stwierdzenia wycieku – dany element jest naprawiony
lub wymieniony. Program LDAR jest ustrukturyzowanym podejściem
mającym na celu ograniczenie niezorganizowanych emisji lotnych
związków organicznych poprzez wykrywanie, anastępnie naprawę lub
wymianę nieszczelnych komponentów.
3. Zrównoważony rozwój
49Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3.4. Pracownicy - Zatrudnienie irealizowane
programy
3. Zrównoważony rozwój
3.4.1. Zatrudnienie
W2023 roku polityka zatrudnienia wGrupie ORLEN koncentrowała
się na pozyskaniu najwyższej klasy specjalistów zarówno do realizacji
bieżących zadań operacyjnych, jak iprojektów strategicznych.
Stan zatrudnienia wGrupie ORLEN wosobach na dzień 31.12.2023 i31.12.2022
WYKRES 4
Zwiększenie skali działalności wobszarach obejmujących m.in.
energetykę, sprzedaż oraz informatykę wpłynęło na wzrost
zatrudnienia wGrupie ORLEN o2 060 osób (r/r) do poziomu 66 554.
50Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3.4.2. Polityka wynagradzania
Zasady wynagradzania wORLEN S.A. reguluje Zakładowy Układ
Zbiorowy Pracy („ZUZP”). Podstawowymi elementami wynagrodzenia
są: wynagrodzenie zasadnicze ustalone woparciu oTaryfikator
Stanowisk Pracy iTabelę Wynagrodzeń Zasadniczych oraz
premia. Wzależności od rodzaju stanowiska pracownicy są objęci
miesięcznym, kwartalnym lub rocznym systemem premiowania.
Ponadto pracownicy mają prawo do dodatkowej premii rocznej,
uzależnionej od realizacji tzw. celu solidarnościowego, atakże
dodatków do wynagrodzenia, m.in. za pracę zmianową, ratownictwo
chemiczne czy tzw. dodatku ekspackiego. Za szczególne osiągnięcia
pracodawca może przyznać pracownikowi nagrodę zFunduszu
Nagród Pracodawcy.
Współkach Grupy ORLEN obowiązują spójne zasady przyznawania
nagród zFunduszu Nagród Pracodawcy (dokument formalny). Zasady
przyznawania nagród zostały również zaimplementowane wdawnej
Grupie Lotos idawnej Grupie PGNiG, wszędzie tam gdzie wewnętrzne
regulacje wynagrodzeniowe na to pozwalały lub są zgodne
zobowiązującym wGrupie ORLEN standardem. Proces przyznawania
nagród zgodnie zzasadami procedowany jest poprzez informatyczny
system SSEGK dla spółek zintegrowanych narzędziowo.
W2023 roku wORLEN S.A. zostało zawarte porozumienie płacowe
na 2023 rok, które zakładało uznaniowy wzrost wynagrodzeń
zasadniczych, naliczeniowo na jednego uprawnionego Pracownika
o170 PLN wORLEN S.A. Ponadto uzgodniono nagrody świąteczne
włącznej wysokości co najmniej 3 500 PLN oraz dokonano
waloryzacji wybranych dodatków wskazanych wZUZP. WGrupie
ORLEN zostały zawarte porozumienia płacowe winnych spółkach,
które były dostosowane do możliwości finansowych spółek, atakże
uzależnione od profilu działalności, wielkości obrotów, poziomu
zatrudnienia, czy różnic wzakresie świadczeń iprzywilejów
pracowniczych danej spółki, atakże sytuacji na lokalnych rynkach
pracy.
Od 1 stycznia 2023 roku zaczęły obowiązywać zmiany do ZUZP
ORLEN S.A. które dotyczyły m.in. aktualizacji Tabeli wynagrodzeń
zasadniczych, ustalenia nowych poziomów premii oraz likwidacji
premii kwartalno-rocznej (zastąpienie premią kwartalną). Zmiany
ZUZP były otyle istotne, że wznaczący sposób zmieniły minimalne
wynagrodzenia wTaryfikatorze stanowisk pracy, powodując,
że minimalna płaca zasadnicza na danym stanowisku stała się
bardziej konkurencyjna zpunktu widzenia kandydatów do pracy.
Dzięki włączeniu części premii do wynagrodzenia zasadniczego
ipomniejszeniu poziomu maksymalnej premii regulaminowej możliwy
Struktura zatrudnienia wGrupie ORLEN
3. Zrównoważony rozwój
WYKRES 5
51Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3. Zrównoważony rozwój
był wzrost poziomu wypłacanych pracownikom wynagrodzeń stałych
zjednoczesnym utrzymaniem rynkowego poziomu zmiennej części
wynagrodzenia, utrzymując tym samym system wynagradzania
nastawiony na realizację wyników.
Powyższe zmiany weszły wżycie wraz zporozumieniem
„okołozuzpowym”, które pozwoliło docenić lojalność pracowników,
którzy legitymują się długim stażem pracy, ustalić lepsze
wynagradzanie pracowników skomplikowanych instalacji, atakże
wypłacić dodatki pracownikom służb ratunkowych wkluczowych
obszarach bezpieczeństwa ihigieny pracy, jak również doceniać
osoby chętne do dzielenia się wiedzą.
W2023 roku, uzgodniono nowy lub ustalono zmiany do
dotychczasowego dokumentu ZUZP/Regulaminu wynagradzania
wwielu spółkach GK ORLEN, wtym, wszczególności wANWIL,
ORLEN CUK, ORLEN Oil, ORLEN Upstream, ORLEN Serwis, ORLEN
Laboratorium, ORLEN Administracja, ORLEN Południe, Rafineria
Gdańska, Polska Press, Energa Operator Oddział Płock, EOWE
Oddział Słupsk, CCGT Ostrołęka, ORLEN Nieruchomości, EWS,
ORLEN Eko, ORLEN Aviation, ORLEN Asfalt, Energa Operator oddział
Toruń, Energa Logistyka oraz ORLEN Neptun.
Przeciętne miesięczne wynagrodzenie brutto (obejmujące m.in. płacę
zasadniczą, premie, nagrody, ryczałty inadgodziny) wGrupie ORLEN
w2023 roku wyniosło 11 513 PLN.
3.4.3. Główne wskaźniki
satysfakcji izaangażowania
Badanie zaangażowania isatysfakcji wORLEN S.A. odbywa się
cyklicznie co trzy lata. Ostatnia edycja badania odbyła się w2022
roku. Również 26 spółek Grupy Kapitałowej zrealizowało badanie
zaangażowania zgodnie ze standardem ORLEN. Wroku 2023
działania skupione były na komunikacji ipracy zwynikami badania.
Głównym celem było wypracowanie inicjatyw, które wspierają wzrost
zaangażowania pracowników do zgłaszania pomysłów iwychodzenia
zinicjatywą zmian iusprawnień.
3.4.4. Zrealizowane programy
kadrowe
Kodeks etyki
Określa wartości, zasady postępowania inormy, które wyznaczają
standardy etyczne dla wszystkich pracowników Grupy ORLEN,
woparciu oznowelizowane podejście do rozumienia wartości ORLEN:
Odpowiedzialność, Rozwój, Ludzie, Energia, Niezawodność, atakże
aktualną skalę, strategię działania izakres wymagań otoczenia Grupy
ORLEN oraz najlepszych praktyk zzakresu etyki biznesowej. Są wnim
zawarte zapisy dotyczące m.in. poszanowania różnorodności, wtym
sprawiedliwego traktowania wszystkich pracowników bez względu
na wiek, płeć, zajmowane stanowisko, wyznanie, narodowość, czy
światopogląd, równych szans rozwoju idoskonalenia zawodowego,
atakże odpowiedzialności za budowanie etycznego, bezpiecznego
iprzyjaznego miejsca pracy. Zawiera również zapisy oetycznych
iodpowiedzialnych postawach wobec wszystkich interesariuszy,
wtym: pracowników, konsumentów, partnerów biznesowych oraz
lokalnych społeczności. Ponadto jest dokumentem wspierającym
realizację strategii biznesowej ORLEN2030.
Etyka iwartości
Wstrukturze Obszaru Kadr funkcjonuje Zespół ds. Etyki oraz Rzecznik
ds. Etyki, którzy koordynują całość kwestii etycznych, opartych
ozapisy Kodeksu etyki, wzgodności ze strategią ikierunkami rozwoju
Grupy ORLEN. Zespół ds. Etyki wraz zRzecznikiem ds. Etyki realizują
działania komunikacyjne iszkoleniowe dot. kwestii etycznych, poprzez
wewnętrzne media korporacyjne, atakże inne inicjatywny, mające na
celu budowanie świadomości ipromowanie etyki wśród pracowników.
Zespół ds. Etyki wraz zRzecznikiem ds. Etyki współpracują ze
spółkami Grupy ORLEN wramach wdrażania Kodeksu Etyki
iujednolicania systemu etycznego, udzielając systematycznego
wsparcia merytorycznego. Ponadto wyznaczają standardy idzielą się
dobrymi praktykami wtrakcie organizacji iprzeprowadzenia wyborów
na Rzeczników ds. Etyki wSpółkach Grupy ORLEN. Rzecznicy ds. Etyki
funkcjonują współkach Grupy ORLEN zatrudniających powyżej 100
pracowników. Obecnie wGrupie ORLEN funkcjonuje 41 Rzeczników
ds. Etyki. Natomiast współkach zatrudniających poniżej 100
pracowników za kwestie etyczne odpowiada pracodawca.
52Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3. Zrównoważony rozwój
Polityka ochrony praw człowieka
wGrupie ORLEN
W2022 roku Zarząd ORLEN S.A., uznając prowadzenie działalności
biznesowej zposzanowaniem fundamentalnych praw człowieka za
ważny aspekt funkcjonowania Grupy Kapitałowej ORLEN, przyjął
Politykę Ochrony Praw Człowieka wGrupie Kapitałowej ORLEN.
Polityka określa kluczowe zasady działań, zachowań iregulacji,
obowiązujących wGrupie Kapitałowej, które są bezpośrednio
lub pośrednio związane zdbałością oprzestrzeganie praw
człowieka wewnątrz organizacji oraz wrelacjach zinteresariuszami
zewnętrznymi. Zapisy Polityki zostały opracowane woparciu
oregulacje wewnętrzne Grupy ORLEN, ustawodawstwo krajowe,
międzynarodowe standardy iwytyczne, wszczególności
woparciu o: Powszechną Deklarację Praw Człowieka, Deklarację
Międzynarodowej Organizacji Pracy dotyczącą podstawowych zasad
ipraw wpracy, tj. woparciu okluczowe konwencje Międzynarodowej
Organizacji Pracy, Wytyczne ONZ dla biznesu, tj. dokument ramowy
Organizacji Narodów Zjednoczonych „Chronić, szanować inaprawiać”,
Wytyczne Organizacji Współpracy Gospodarczej iRozwoju (OECD)
dla przedsiębiorstw wielonarodowych, Standardy Międzynarodowej
Korporacji Finansowej (IFC) oraz Dziesięć Zasad United Nation Global
Compact. Polityka ta odnosi się m.in. do takich kwestii jak:
• dbałość oprawa człowieka wGrupie ORLEN wodniesieniu do
pracowników. Tworzenie otwartego itolerancyjnego środowiska
pracy, bezpieczeństwo ihigiena pracy, well-being pracowników,
równość wzatrudnieniu, swoboda zrzeszania się iwspółpraca
ze stroną społeczną, praca dzieci ipraca przymusowa (całkowity
brak akceptacji dla takiego działania), zapobieganie dyskryminacji,
mobbingowi iwszelkim nieprawidłowościom wmiejscu pracy;
• ochrona praw człowieka włańcuchu dostaw oraz wrelacjach
zinteresariuszami. Promowanie ochrony praw człowieka /
Kodeks Postępowania dla Dostawców Grupy Kapitałowej ORLEN
/ zwiększania świadomości dostawców, równoważenie wpływu
działalności biznesowej na społeczności lokalne, rozwiązywanie
konfliktów na drodze pokojowej, zarządzanie działaniami wzakresie
bezpieczeństwa fizycznego;
• zgłaszanie nieprawidłowości iich rozpatrywanie. Mechanizmy
zgłaszania naruszeń inieprawidłowości, brak tolerancji dla gróźb,
zastraszania, odwetu lub ataków, łagodzenie skutków wystąpienia
naruszeń, raportowanie idziałania naprawcze;
• zobowiązania Grupy oraz monitoringu prowadzonych działań.
Proces należytej staranności, monitoring, wskaźniki ilościowe
ijakościowe oraz procesy szkoleniowe dla pracowników.
W2023 roku rozpoczęto wdrażanie Polityki ochrony prawa człowieka
poprzez skierowaną do pracowników cykliczną komunikację (intranet,
Studio GO!, Magazyn GO!, mailing, newsletter) oraz obowiązkowe
szkolenie umieszczone na platformie e-learningowej ORLEN.
Szkolenie jest rezultatem współpracy wielu obszarów firmy. Wiedza
idoświadczenie każdej zzaangażowanych komórek organizacyjnych
pozwoliły na stworzenie programu szkoleniowego, który
kompleksowo podchodzi do kwestii praw człowieka wORLEN.
Dodatkowo na stronie obszaru Kadr wintranecie funkcjonuje zakładka
ETYKA IPRAWA CZŁOWIEKA, wktórej na bieżąco umieszczane są
informacje związane zochroną praw człowieka. Akceptacja Polityki
ochrony praw człowieka jest warunkiem formalnym przystąpienia do
procesu zakupowego przez dostawców. Ponadto od lipca 2023 roku
rozpoczęto wdrażanie Polityki ochrony praw człowieka współkach
Grupy ORLEN. Do tej pory Politykę przyjęło 26 spółek zGrupy ORLEN.
Polityka nie tylko odpowiada na aktualne wyzwania regulacyjne czy
społeczne, ale także ściśle wiąże się zdziałalnością biznesową firmy,
przekłada się na zdrowsze, bardziej zintegrowane izaangażowane
zespoły, które przyczyniają się do rozwoju isukcesu organizacji.
Regulamin pracy
Regulamin Pracy to jeden zpodstawowych aktów
wewnątrzzakładowych regulujących organizację iporządek
wprocesie pracy oraz związane ztym prawa iobowiązki pracodawcy
oraz pracowników. Woparciu ote regulacje możliwy jest przegląd
funkcjonujących rozwiązań, zastosowanie spójnego podejścia
izapewnienie właściwej ochrony stronom stosunku pracy.
Regulaminy pracy są na bieżąco dostosowywane do regulacji ogólnie
obowiązujących włącznie zrekomendacjami zmian tych regulacji
skierowanymi do spółek GK ORLEN. Wzakresie zaistniałych w2023
roku zmian Kodeksu Pracy przygotowano iprzetestowano rozwiązania
pozwalające na wprowadzenie do organizacji formy pracy zdalnej,
atakże regulacji wzakresie nowych nieobecności irozwiązań
dotyczących równowagi praca-życie.
Regulamin przeciwdziałania mobbingowi,
dyskryminacji iwszelkim formom
molestowania wORLEN S.A.
Poza uregulowaniami formalnymi Regulamin uwzględnia również
działania profilaktyczne, mające na celu niedopuszczenie do
pojawienia się jakichkolwiek zachowań noszących znamiona
mobbingu, dyskryminacji czy innych form szykanowania.
Polityka zarządzania konfliktem
Wcelu zapewnienia transparentności wrelacjach biznesowych oraz
zgodności zpostanowieniami prawa powszechnie obowiązującego,
wewnętrznymi aktami organizacyjnymi obowiązującymi współkach
Grupy ORLEN, dobrowolnie przyjętymi współkach Grupy ORLEN
standardami etycznymi, atakże wcelu określenia odpowiedzialności
oraz zasad identyfikacji izarządzania konfliktem interesów od 2022
roku obowiązuje Polityka zarządzania konfliktem interesów wGrupie
Kapitałowej ORLEN.
53Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3. Zrównoważony rozwój
Polityka wyznacza standardy obowiązujące współkach Grupy
ORLEN wzakresie identyfikacji, ujawniania izarządzania konfliktem
interesów izostała wdrożona zgodnie ztreścią standardów
etycznych określonych wKodeksie etyki Grupy Kapitałowej ORLEN,
międzynarodowych ibranżowych standardów przeciwdziałania
nadużyciom, zuwzględnieniem dobrych praktyk spółek
notowanych na Giełdzie Papierów Wartościowych wWarszawie S.A.
iwewnętrznych regulacji przyjętych współkach Grupy ORLEN wcelu
ograniczania ryzyka korupcji inadużyć wprocesach biznesowych
realizowanych współkach Grupy ORLEN, zapewnienie należytej
staranności wdziałalności spółek Grupy ORLEN, podnoszenie
świadomości pracowników współkach Grupy ORLEN wzakresie
unikania konfliktu interesów iprzeciwdziałania nadużyciom oraz
określenia zasad istandardów postępowania wzakresie zgłaszania,
ujawniania izarządzania konfliktem interesów.
Polityka wynagradzania Członków Zarządów
iRad Nadzorczych spółek Grupy ORLEN
Bieżące stosowanie Polityki wynagradzania Członków Zarządów
iRad Nadzorczych spółek Grupy ORLEN oraz przestrzeganie
postanowień Polityki zapewnia realizację wyznaczanego corocznie
członkom zarządu ORLEN celu zarządczego wzakresie kształtowania
oraz stosowania zasad wynagradzania członków zarządów irad
nadzorczych spółek Grupy ORLEN odpowiadających zasadom
określonym wUstawie okształtowaniu wynagrodzeń.
Regulamin Systemu Premiowego
Zarząd ORLEN, Zarządy spółek Grupy ORLEN, atakże dyrektorzy
bezpośrednio raportujący do Zarządu oraz pracownicy ORLEN S.A.
objęci są systemami premiowymi, które wspierają realizację strategii
ikluczowych celów biznesowych Grupy ORLEN. Kluczowe stanowiska
objęte są rocznym systemem premiowania, według którego premia
przyznawana jest za realizację indywidualnych celów, zarówno
jakościowych, jak iilościowych, które są rozliczane po zakończeniu
roku, na który zostały wyznaczone. Pozostali pracownicy ORLEN S.A.
w2023 roku objęci byli jednym ztrzech systemów premiowania, tj.
rocznym, kwartalnym lub miesięcznym. Proces ustalania irozliczania
celów, atakże przyznawania premii jest na bieżąco standaryzowany
wsposób umożliwiający zachowanie jej motywacyjnego charakteru.
Działalność socjalna iświadczenia na rzecz
pracowników
Zakres świadczeń socjalnych izasady ich realizacji dla obecnych
ibyłych pracowników ORLEN oraz spółek zależnych objętych
umowami owspólnej działalności socjalnej określa Regulamin
Zakładowej Działalności Socjalnej. Świadczenia mają zapewnić
pracownikom wsparcie wtrudnych sytuacjach życiowych oraz
umożliwić wypoczynek idbanie ozdrowy styl życia. Pracownikom
przysługują świadczenia do:
• wypoczynku lub leczenia sanatoryjnego;
• wypoczynku dzieci imłodzieży;
• wyprawek szkolnych;
• wsparcia rodziny: turnusu rehabilitacyjnego lub rehabilitacji
stacjonarnej dziecka zniepełnosprawnością oraz rehabilitacji
stacjonarnej pracownika zniepełnosprawnością.
Dzieci pracowników otrzymują również upominki świąteczne
wformie karty przedpłaconej. Istnieje również możliwość otrzymania
bezzwrotnej zapomogi oraz pożyczki na cele mieszkaniowe.
Świadczenia socjalne przyznawane są również byłym pracownikom
ORLEN ispółek zGrupy ORLEN prowadzących wspólną działalność
socjalną.
WORLEN prowadzona jest szeroko pojęta profilaktyka zdrowotna,
która obejmuje m.in. abonamentową opiekę medyczną wykraczającą
poza zakres medycyny pracy, obejmującą: specjalistyczne konsultacje
lekarskie, badania diagnostyczne, rehabilitację, szczepienia p/grypie.
Jednolity standard abonamentowej opieki medycznej obowiązuje
wGrupie ORLEN. Dodatkowo prowadzony jest program badania
wpływu środowiska pracy na zdrowie, wramach którego realizowane
są we współpracy zCentrum Medycznym Medica Sp. zo.o. oraz
Wojskowym Instytutem Medycznym wWarszawie profilaktyczne
programy zdrowotne.
Polityka well-beingowa
Zawiera najważniejsze rozwiązania, których celem jest poprawa
jakości życia iszeroko pojętego dobrostanu pracownika zpodziałem
na poszczególne wymiary: wellness, komfort pracy, satysfakcja
zawodowa, work-life balance (równowaga praca-życie), otoczenie
zewnętrzne. Well-being worganizacji jest ciągłym idynamicznym
zarządzaniem poczuciem dobrostanu pracownika, poprzez
uwzględnienie jego potrzeb wkażdym zwymiarów.
Wkwietniu 2023 roku zorganizowano wydarzenie związane
zszeroko pojętym zdrowiem oraz dobrym samopoczuciem, tj. Tydzień
Wellbeingu. Działania wramach Tygodnia Wellbeingu odbywały się
wPłocku, Warszawie, Gdańsku oraz Włocławku. Uczestnicy mogli
skorzystać zwielu aktywności m.in.: zzakresu zdrowia, aktywności
fizycznej, zdrowego żywienia oraz wziąć udział wmini quizach.
Polityka well-beingowa jest dokumentem opracowanym wORLEN
S.A., ale Spółki Grupy ORLEN otrzymały rekomendacje do jej
wdrożenia iposiadają już polityki opodobnym standardzie.
54Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3. Zrównoważony rozwój
Polityka różnorodności
Jej zadaniem jest promowanie wartości, norm oraz zwyczajów
wpisujących się wrówne traktowanie Pracowników oraz budowanie
atmosfery akceptacji. Przedstawione założenia oraz zasady, których
głównym celem jest zwiększenie świadomości izrozumienia
znaczenia różnorodności oraz tworzenie warunków dla otwartego
itolerancyjnego miejsca pracy.
Wzakresie działań związanych zpromowaniem różnorodności
zorganizowano wlistopadzie 2023 roku II edycję Festiwalu
Różnorodności dla pracowników imenedżerów ORLEN S.A. Celem
festiwalu było pokazanie siły różnorodności, którą wykorzystujemy
wcodziennej pracy.
Polityka różnorodności jest dokumentem opracowanym wORLEN
S.A., ale Spółki również otrzymały rekomendacje do jej wdrożenia.
Politykę różnorodności przyjęło 20 spółek zGrupy ORLEN.
14 grudnia 2023 roku ORLEN dołączył do grona sygnatariuszy Karty
Różnorodności. To międzynarodowa inicjatywa, objęta patronatem
Komisji Europejskiej, która zaistniała w26 krajach Unii Europejskiej.
Celem Karty jest promowanie równości izarządzania różnorodnością
wmiejscu pracy. Podpisanie Karty zobowiązuje nas do wprowadzenia
zakazu dyskryminacji wmiejscu pracy oraz realizacji działań na rzecz
tworzenia ipromocji różnorodności. To także znak gotowości firmy
do zaangażowania wszystkich pracowników oraz partnerów wte
działania. Decydując się na wprowadzenie Karty, działamy na rzecz
spójności irówności społecznej, atakże potwierdzamy działania,
które podjęliśmy ipodejmujemy na co dzień worganizacji, wramach
zrównoważonego rozwoju.
Polityka ekspacka
Określa zasady oddelegowania pracowników do zagranicznych
spółek Grupy ORLEN wzakresie zatrudniania, ustalania warunków
umów iprzysługujących benefitów dla ekspatów wORLEN S.A.
ipozostałych spółkach Grupy ORLEN. Wzwiązku zdynamicznym
rozwojem Grupy Kapitałowej ORLEN na arenie międzynarodowej,
aktywność pracowników jest istotnym elementem rozwoju działalności
Grupy Kapitałowej ORLEN igwarantuje przepływ wiedzy oraz otwiera
nowe możliwości rozwoju pracowników. Oddelegowanie bądź
zatrudnianie Pracowników współce zagranicznej Grupy ORLEN
wpisuje się wstrategiczne plany, których celem jest długofalowe
budowanie kapitału ludzkiego omiędzynarodowych doświadczeniach
zawodowych.
Dobre praktyki wzakresie mobilności
pracowników Grupy ORLEN
Wdrażanie rozwiązań opisanych wdokumencie odbywa się
zuwzględnieniem specyfiki firm iregulacji funkcjonujących
wposzczególnych spółkach Grupy ORLEN, zktórych każda jest
odrębnym pracodawcą (wrozumieniu przepisów prawa pracy). Liczba
pracowników mobilnych zmienia się adekwatnie do potrzeb iw2023
roku przekroczyła 50 osób.
Polityka migracji pracowników pomiędzy
pracodawcami wGrupie ORLEN
Polityka ureguluje sposób działania pracodawców wramach Grupy
ORLEN, pomiędzy którymi migrują pracownicy, którzy wwyniku
procesów rekrutacyjnych, restrukturyzacyjnych i/lub mobilności
pracowników, zatrudniani są uinnego pracodawcy, wramach Grupy
ORLEN.
Wsytuacji realizacji któregokolwiek zpowyższych procesów
kadrowych mających na celu zatrudnienie pracownika jednej ze
spółek Grupy ORLEN winnej Spółce Grupy ORLEN, spółki Grupy
ORLEN działać powinny zgodnie zobowiązującymi przepisami prawa
ifunkcjonującymi regulacjami, wcelu efektywnego wykorzystania
potencjału pracowników, atakże dla osiągnięcia efektu synergii.
Każda spółka Grupy ORLEN, będąca odrębnym pracodawcą, ma
prawo do samodzielnego podejmowania decyzji kadrowych, co
nie wyklucza wymiany informacji pomiędzy spółkami Grupy ORLEN
wzakresie wytycznych i/lub procesów kadrowych, wszczególności
jeśli strony procesu mają zawarte stosowne Porozumienia lub
Umowy regulujące zakres wzajemnej współpracy oraz cel izakres
wymiany informacji dotyczących pracowników. Dlatego od 2022 roku
funkcjonuje opracowana Polityka migracji pracowników pomiędzy
pracodawcami wramach Grupy ORLEN, która ureguluje sposób
działania pracodawców wGrupie, aby zapewniać płynność procesów
biznesowych wGrupie ORLEN, zjednoczesnym poszanowaniem
prawa pracownika do zmiany pracodawcy.
Proces adaptacji pracowników
Adaptacja to proces wdrożenia pracownika do efektywnego
wykonywania zadań wnowym miejscu pracy, mający na celu możliwie
szybkie przygotowanie pracownika do wykonywania obowiązków,
przewidzianych na zajmowanym stanowisku pracy. Celem adaptacji
jest efektywne wdrożenie osoby do nowych warunków, czynności,
obowiązków, środowiska pracy oraz obowiązujących współce
procedur izasad. Proces ten obejmuje również przyswojenie zasad
kultury korporacyjnej oraz integrację zzespołem współpracowników.
W2023 roku realizowano spotkania powitalne dla nowych
Pracowników ORLEN, wtym pracowników Spółek integrowanych.
Kolejne etapy procesu realizowane były zgodnie zprzyjętymi
standardami.
Wzwiązku zpotrzebą elastycznego dostosowywania procesu do
zmieniających się potrzeb pracowników, proces adaptacji poddano
dogłębnej analizie, aefekty prac Zespołu Projektowego będą
sukcesywnie wdrażane w2024 roku.
Pracowniczy Program Emerytalny
Program emerytalno-oszczędnościowy gwarantujący pracownikom
ORLEN dodatkowe środki finansowe do wykorzystania po
zakończeniu aktywności zawodowej iprzejściu na emeryturę.
WProgramie miesięczna składka podstawowa jest finansowana
przez pracodawcę. Pracownik ma możliwość finansowania składki
dodatkowej. Oszczędności zgromadzone wPPE stanowią wpełni
prywatny idziedziczony kapitał finansowy pracownika.
55Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Pracowniczy Plan Oszczędnościowy
Program emerytalno-oszczędnościowy umożliwiający pracownikom
ORLEN zaoszczędzić dodatkowe środki finansowe na przyszłą
emeryturę wproduktach emerytalnych IKE iIKZE na korzystnych
warunkach rynkowych. Oszczędności zgromadzone wPPO stanowią
wpełni prywatny idziedziczony kapitał finansowy pracownika
Pracowniczy Plan Kapitałowy
Program mający na celu długoterminowe oszczędzanie środków
zprzeznaczeniem na cele emerytalne, zmożliwością wcześniejszej
wypłaty lub wypłaty po osiągnięciu przez zatrudnionego 60 roku
życia. Oszczędności zebrane na rachunkach PPK stanowią wpełni
prywatny idziedziczony kapitał finansowy pracownika. Środki do
PPK zasilane są ztrzech źródeł: przez Pracownika, Pracodawcę oraz
Państwo.
Wypłata na życzenie
Rozwiązanie umożliwiające pracownikom szybki iłatwy dostęp do
wynagrodzenia przed standardowym dniem wypłaty.
Benefit prawny
Usługa obejmuje dostęp do nielimitowanych porad prawnych
wsprawach osobistych udzielanych mailowo itelefonicznie
zzakresu m.in. prawa rodzinnego oraz cywilnego, zakupu
iwynajmu nieruchomości, jak również reklamacji konsumenckich,
relacji zbankami iubezpieczycielami, zdarzeń drogowych, spraw
urzędowych wramach postępowań administracyjnych iszeregu
innych.
Kafeteria
Internetowa platforma do elastycznego zarządzania ofertą benefitową
według indywidualnych potrzeb pracownika. Zszerokiej oferty
dostępnych na platformie produktów iusług można skorzystać za
punkty otrzymane od pracodawcy lub za środki własne.
Program MyCar
Benefit samochodowy, będący alternatywą dla samochodu
służbowego przeznaczony dla kluczowych stanowisk wGK ORLEN.
Jest to miesięczne pieniężne świadczenie przeznaczone na leasing,
zakup lub wynajem samochodu prywatnego wykorzystywanego
do celów służbowych. Dodatkowo wbeneficie samochodowym
przysługuje karta zakupowa umożliwiająca dokonywanie zakupów
paliw, towarów pozapaliwowych iusług na stacjach paliw ORLEN
wramach przyznanego limitu.
ORLEN Pasja
Program, który powstał wodpowiedzi na potrzeby pracowników
chcących realizować irozwijać swoje hobby oraz pozazawodowe
zainteresowania. Dzięki oferowanemu przez firmę wsparciu,
pracownicy ORLEN S.A. iwielu spółek Grupy ORLEN zyskują
dodatkowe środki finansowe lub rzeczowe na realizowanie swoich
aktywności wzakresie sportowym, artystycznym, kulturalnym,
naukowym iwielu innych dziedzinach.
Platformy Master Benefit iCar Platform
Benefity samochodowe dające pracownikom ORLEN możliwość
długoterminowego abonamentowego wynajmu samochodów.
Czekolada rabatów
Zbiór programów rabatowych dla pracowników na usługi iprodukty
firm, zktórymi ORLEN współpracuje, m.in. na: sprzęt komputerowy,
produkty ubezpieczeniowe, produkty iusługi bankowe, produkty Dell
oraz Apple, abonament komórkowy, zakup okularów, bilety do kina,
atakże wzakresie ofert turystycznych.
Zasady udzielania pomocy
pracownikom wsytuacjach kryzysowych
Celem polityki jest udzielanie pracownikom oraz członkom ich
rodzin pomocy wkryzysowych sytuacjach życiowych. Pracodawca,
udzielając wsparcia, uwzględnia rodzaj zdarzenia, rodzaj irozmiar
szkód, sytuację życiową imaterialną poszkodowanego pracownika
ijego rodziny. Wzależności od powyższych kryteriów może udzielić
wsparcia wzakresie pomocy materialnej, opieki medycznej, pomocy
psychologicznej oraz pomocy prawnej.
Mając świadomość, jak istotna jest równowaga między pracą ażyciem
osobistym oraz, że trudna sytuacja może spotkać każdego pracownika
niezależnie od zajmowanego stanowiska, sytuacji rodzinnej czy
finansowej oferujemy pracownikom wsparcie psychologiczne
wmiejscu pracy. Każdy pracownik oraz członek najbliższej rodziny,
kiedy znajdzie się wtrudnej sytuacji zarówno zawodowej, jak
iosobistej może otrzymać bezpłatne, anonimowe wsparcie ipomoc
psychologiczną wramach działającej wstrukturze firmy Pracowni
Badań iWsparcia Psychologicznego. Pracownia zapewnia również
natychmiastowe wsparcie wzdarzeniach losowych. Po wypadkach
śmiertelnych, które miały miejsce wlutym oraz wlistopadzie 2023
roku wObszarze Produkcji, udzielono natychmiastowego wsparcia
psychologicznego pracownikom, członkom najbliższej rodziny oraz
kontynuowano wsparcie wkolejnych dniach. Łącznie w2023 roku
przeprowadzono 70 rozmów wspierających, których uczestnikami
byli pracownicy ORLEN S.A., Grupy ORLEN oraz najbliżsi członkowie
ich rodzin. Oferowane wsparcie psychologiczne pokazuje, że
ORLEN S.A., to pracodawca bliski ludziom, wyczulony na potrzeby
pracowników ibudujący bezpieczne psychologicznie środowisko
pracy. Wiemy, że dedykowane wsparcie daje pracownikom poczucie
bezpieczeństwa iobniża poziom codziennego stresu gdy zmagają
się ztrudną sytuacją. Poza wsparciem psychologicznym Pracownia
realizuje również badania psychologiczne dla pracowników wzakresie
sprawności psychoruchowej, psychotechnicznej oraz wzakresie
ratownictwa chemicznego.
Wramach Pracowni wroku 2023 realizowano również działania
związane zpromowaniem dobrych praktyk, które pozwalają
osiągnąć dobrostan psychiczny wpracy ipoza nią. Łącznie wramach
psychoedukacji ukazało się 18 publikacji.
3. Zrównoważony rozwój
56Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3. Zrównoważony rozwój
Polityka określająca warunki
izasady pracy osób niepełnosprawnych
Celem polityki jest zapewnienie niepełnosprawnym równych
szans wmiejscu pracy zuwzględnieniem rodzaju istopnia
niepełnosprawności, umożliwienie osobie niepełnosprawnej
uzyskania iutrzymania odpowiedniego zatrudnienia, powrotu do
pracy, awansu zawodowego oraz przyczynianie się do prowadzenia
samodzielnego życia przez osoby niepełnosprawne oraz zwiększanie
integracji osób niepełnosprawnych zinnymi pracownikami.
Zarządzenie wsprawie programu
Pracodawca Przyjazny Rodzinie oraz
działań związanych zjubileuszami pracy,
zakończeniem pracy zawodowej oraz
jubileuszami urodzin byłych pracowników
Określa zasady funkcjonowania programu Pracodawca Przyjazny
Rodzinie, reguluje działania związane zjubileuszami pracy,
zakończeniem pracy zawodowej oraz jubileuszami urodzin byłych
pracowników. Określa zasady związane zdziałaniami wobec
pracowników obchodzących jubileusz pracy, przechodzących na
emeryturę irentę oraz emerytów obchodzących jubileusz urodzin 70,
75, 80, 85 (...) lat.
Jako firma wdrażająca nowoczesne rozwiązania zmierzające do
zachowania równowagi pomiędzy aktywnością zawodową ażyciem
rodzinnym, ORLEN realizuje program Pracodawca Przyjazny
Rodzinie, zawierający takie rozwiązania jak: dodatkowe dwa dni
opieki nad dzieckiem do 3 roku życia, dwa dni opieki nad dzieckiem
zniepełnosprawnością, dodatkowe dwa dni opieki nad innym
członkiem rodziny, żłobek dla dzieci pracowników, dodatkowa
godzina na karmienie, opieka medyczna wciąży, pokoje dla matek
karmiących, upominek zokazji narodzin dziecka, przesyłanie do osób
na urlopach rodzicielskich iwychowawczych informacji zżycia firmy.
Większość elementów ztego programu wramach dobrych praktyk
zostało wdrożonych przez spółki Grupy ORLEN.
ORLEN jako pracodawca oferuje dofinansowanie do Grupowego
Ubezpieczenia na Życie. Wszyscy pracownicy, którzy zgłosili się do
ubezpieczenia, otrzymują dofinansowanie składki wwysokości 40
PLN.
Porozumienie restrukturyzacyjne ze
Związkami Zawodowymi
Określa zasady współpracy partnerów społecznych wprocesach
restrukturyzacji ORLEN oraz uprawnień pracowników związanych
ztymi procesami.
57Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Program Poleceń Pracowniczych
Celem programu poleceń jest wsparcie procesów rekrutacyjnych
poprzez dotarcie do wyselekcjonowanej grupy kandydatów za
pośrednictwem naszych pracowników. Chcemy, aby nasi pracownicy
mogli brać udział wkreowaniu środowiska pracy imieli możliwość
aktywnego wspierania rekrutacji poprzez polecenie ofert pracy
kandydatom zewnętrznym.
W2023 roku Program Poleceń Pracowniczych został zaktualizowany.
Aktualizacja polegała na rozszerzeniu listy stanowisk objętych
programem, co było wynikiem analizy bieżących potrzeb biznesowych
isytuacji na rynku pracy.
Nadawanie Tytułu Zasłużony Pracownik
Każdego roku wfirmie nadawany jest tytuł Zasłużonego Pracownika,
przyznaje się go wtrzech kategoriach:
• za całokształt pracy zawodowej,
• za szczególne osiągnięcia zawodowe,
• za postawę prospołeczną.
Wręczenie tytułów iodznaczeń dokonywane jest przez Prezesa
Zarządu podczas uroczystej gali.
Rozwój Funkcji Kadrowych
istandaryzacja procesów wGrupie
ORLEN
WGrupie ORLEN rozwiązania personalne oraz kadrowo-płacowe stale
ewoluują wcelu efektywnego wspierania procesów biznesowych.
Woparciu oPolitykę HR dla Grupy ORLEN wsposób ciągły
optymalizowany jest proces obsługi pracowników wCentrum Usług
Korporacyjnych. Następuje rozwój systemów informatycznych, który
usprawnia proces obsługi pracowników oraz podnosi efektywność
procesów HR wGrupie ORLEN.
Procesy, określane jako kluczowe wobszarze zarządzania kapitałem
ludzkim mają odzwierciedlenie wuregulowaniach oraz narzędziach
wdrażanych wGrupie ORLEN. W2023 roku dokonano przeglądu
map procesów, imając na uwadze złożone środowisko procesów
HR oraz różnorodność systemów informatycznych, wcelu lepszej
identyfikacji relacji zachodzących między nimi podjęta została
decyzja outworzeniu architektury procesów HR woparciu omodel
klasyfikacji wielofunkcyjnych procesów PCF (ang: Process Clasification
Framework) opracowany przez APQC (ang: American Productivity
Quality Center).
Wroku 2023 zostało zaktualizowane Zarządzenie dotyczące realizacji
procesu rekrutacji wORLEN, które zastąpiło poprzednio obowiązujące
Zarządzenie. Głównym celem zmiany była aktualizacja wcześniej
obowiązujących zapisów, tak aby przebieg procesu rekrutacji
oraz zasady były jak najlepiej dostosowane do obecnych realiów
biznesowych inowych regulacji obowiązujących wfirmie.
Polityka zarządzania potencjałem
pracowników Grupy ORLEN
W2023 roku, po połączeniu zGrupą Kapitałową LOTOS oraz Grupą
Kapitałową PGNiG, Polityka HR została przekazana do wdrożenia
do kolejnych spółek. Priorytetowym działaniem w2023 roku była
aktualizacja Strategii HR pod kątem nowych celów biznesowych Grupy
ORLEN, wynikających zaktualizacji Strategii Grupy ORLEN iidąca
za tym aktualizacja Polityki zarządzania potencjałem Pracowników
Grupy ORLEN. Wramach tej aktualizacji opracowane zostały zmiany
do Modelu Funkcji HR wGrupie ORLEN, zweryfikowane zostały
najnowsze trendy rynkowe wHR, przeprowadzono badanie potrzeb
wzakresie kompetencji merytorycznych, wszczególności wnowych
biznesach. W2023 roku zaktualizowana Polityka HR została przyjęta
do wdrożenia współkach Grupy ORLEN przez Zarząd ORLEN oraz
przez Radę Grupy iprzekazana do wszystkich spółek Grupy ORLEN
do wdrożenia.
Rozwój iszkolenia wGrupie ORLEN
Programy rozwojowe iszkolenia wGrupie ORLEN w2023 roku
miały na celu wsparcie realizacji strategii biznesowej ikształtowanie
kultury organizacyjnej przy jednoczesnym wsparciu indywidualnych
ścieżek szkoleniowych rozwijających umiejętności miękkie, wiedzę
merytoryczną oraz transfer wiedzy.
Jednym zistotnych narzędzi rozwoju wykorzystywanym wGrupie jest
platforma e-learningowa, wspierająca procesy szkoleniowo-rozwojowe
poprzez szeroką iróżnorodną bibliotekę szkoleń online. Szkolenia
udostępniane pracownikom wtej formule budują wewnętrzną bazę
wiedzy oraz wspierają jej transfer. Dzięki mobilnej wersji platformy
możliwe jest korzystanie zzasobów wiedzy wdogodnym dla
pracownika czasie imiejscu.
Pracownicy uczestniczyli także wszkoleniach specjalistycznych
(otwartych izamkniętych) projektowanych ściśle pod kątem potrzeb
merytorycznych danego obszaru lub pracownika, wstudiach
wyższych, podyplomowych, MBA, konferencjach oraz wydarzeniach
branżowych.
Analogicznie do lat ubiegłych, kontynuowane były programy
wspierające kulturę bezpieczeństwa pracy, szkolenia wzakresie
bezpiecznej jazdy, pierwszej pomocy oraz szereg szkoleń
obligatoryjnych, szkolenia wzakresie mentoringu dla doradców
behawioralnych, realizujących działania wobszarze bezpieczeństwa
pracy. Kontynuowano również naukę języków obcych wramach
kursów zamkniętych iotwartych.
Wramach rozwoju kompetencji menedżerskich, kontynuowany był
program szkoleniowy dla menedżerów Grupy Kapitałowej ORLEN.
Wramach programu menedżerowie uczestniczyli wszkoleniach
zzakresu zarządzania zespołem, zarządzania zmianą izespołem
rozproszonym.
3. Zrównoważony rozwój
58Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Polityka Zarządzania Wiekiem
W2023 roku kontynuowane były działania wramach Polityki
zarządzania wiekiem Grupy ORLEN. Podejmowane wtym zakresie
inicjatywy miały na celu przygotowanie wperspektywie kilkuletniej
sukcesji dla stanowisk objętych programem. Równie istotnym celem
było budowanie świadomości kadry menedżerskiej wzakresie
potrzeby zarządzania wiekiem isukcesją, kształtowanie różnorodności
międzypokoleniowej, dbałość otransfer wiedzy iumiejętności oraz
budowanie kompetencji kadry następców. Realizowane działania
wtym zakresie odnosiły się także do przygotowania irealizacji
strategii współpracy zlokalnym rynkiem pracy oraz zuczelniami
iszkołami dla specjalizacji niezbędnych dla zabezpieczenia sukcesji.
Nowy Model kompetencji Grupy ORLEN
Model kompetencji opisuje umiejętności, postawy izachowania
ważne dla organizacji, zrozróżnieniem dla stanowisk kierowniczych
iniekierowniczych. Model jest zbiorem kompetencji wspierających
wyzwania biznesowe iopisującym jednocześnie pożądane postawy
pracownicze. Zbiór kompetencji zawiera kompetencje takie jak
np. budowanie świadomości biznesowej czy nastawienie na ciągły
rozwój oraz kompetencje dodatkowe takie jak analiza big data czy
kierowanie projektami.
Dialog społeczny
Grupa ORLEN dba oprowadzenie dialogu społecznego opartego na
niezależności stron, działaniu zgodnym zprawem, atakże zaufaniu,
wzajemnym szukaniu kompromisu iprzestrzeganiu przyjętych reguł.
Obowiązujące zasady dialogu społecznego oparte są na regulacjach
wewnętrznych oraz wynikają zpowszechnie obowiązujących
przepisów prawa, co pozwala na budowanie konstruktywnych
itrwałych rozwiązań we współpracy zprzedstawicielami pracowników,
nie tylko na poziomie krajowym, ale także międzynarodowym.
Polityka kształcenia ipozyskiwania
przyszłych kadr
ORLEN niezmiennie realizuje działania ukierunkowane na
pozyskiwanie oraz utrzymanie kadry pracowniczej. Są one
skierowane do określonych grup docelowych dla poszczególnych
segmentów działalności - obecnych pracowników, potencjalnych
pracowników, jak również studentów iabsolwentów szkół branżowych
iuczelni wyższych. W2023 roku jak iwroku poprzednim duży
nacisk kładziony był na pozyskiwanie inżynierów, młodszych
operatorów procesów produkcyjnych na terenie całego Zakładu
Produkcyjnego, do Obszaru Produkcji Rafineryjnej, Petrochemicznej
oraz części Energetycznej, pracowników Obszaru IT. Ponadto
wroku 2023 uwidoczniły się znaczne potrzeby pozyskania nowej
kadry pracowników również wObszarze Logistyki. Wdużej
mierze pozyskanie pracowników związane było ztrwającymi
wORLEN projektami inwestycyjnymi ipotrzebą zabezpieczenia ich
wykwalifikowaną kadrą pracowników.
3. Zrównoważony rozwój
59Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3.5. Społeczności - Społeczna
Odpowiedzialność Biznesu (CSR)
Społeczna odpowiedzialność ORLEN polega na budowaniu
wartości firmy wsposób gwarantujący spójność celów biznesowych
ispołecznych, woparciu ozrównoważony rozwój oraz zmyślą
oprzyszłych pokoleniach iśrodowisku. Opiera się ona na
wartościach Koncernu: Odpowiedzialność, Rozwój, Ludzie, Energia
iNiezawodność. Firma dba oetykę biznesu iposzanowanie praw
człowieka, atakże przeciwdziałanie korupcji. Buduje relacje
zinteresariuszami oparte owzajemny szacunek ipartnerstwo.
Realizuje działania wspierania społeczności lokalnych, by jak najlepiej
wywiązywać się zroli nie tylko odpowiedzialnego przedsiębiorcy
ipracodawcy, ale też dobrego sąsiada.
Wgrudniu 2023 roku przyjęto uchwałą Zarządu ORLEN S.A. Politykę
zarządzania relacjami ORLEN S.A. ze społecznościami lokalnymi, która
określa zasady kształtowania relacji ze społecznościami lokalnymi
opartymi na partnerstwie, uczciwości, szacunku izaufaniu.
3. Zrównoważony rozwój
Fundacje korporacyjne ORLEN S.A. odgrywają niezwykle ważną rolę
wbudowaniu kapitału społecznego oraz rozwijaniu społeczności
lokalnych. Realizowane projekty pomagają sprostać bieżącym
wyzwaniom m.in. biznesowym (duże inwestycje), geopolitycznym
(kryzys wUkrainie), czy społecznym (konsekwencje epidemii
COVID-19).
Fundacje korporacyjne stanowią również istotne narzędzie
wbudowaniu wizerunku ORLEN jako lidera wzakresie społecznej
odpowiedzialności przedsiębiorstwa zgodnie ze Strategią
Zrównoważonego Rozwoju. Ma to wpływ między innymi na ocenę
Spółki wrankingach/konkursach krajowych imiędzynarodowych,
uwzględniających aspekty zaangażowania społecznego.
Wwyniku połączenia 1 sierpnia 2022 roku ORLEN S.A. iGrupy LOTOS,
przeniesiono w2023 roku zobowiązanie dot. darowizny dla PFN na
lata 2024-2026 wsumarycznej wysokości 7 500 000 PLN na ORLEN
S.A. (zobowiązanie exLOTOS zgodnie zaktem notarialnym wynosiło
2 500 000 PLN rocznie do 2026 roku).
W2023 roku Zespół Oddziałów PGNiG dokonał płatności
wwysokości 3 500 000 PLN na rzecz Polskiej Fundacji Narodowej,
wynikającej zaktu notarialnego powołującego Fundację. Płatności
na Polską Fundację Narodową nie miały wpływu na ujęcie wpozycji
pozostałe koszty operacyjne.
Biuro Relacji zOtoczeniem nie raportuje darowizn udzielonych
przez Rafinerię Gdańską ponieważ Rafineria Gdańska sp. zo.o. nie
jest Spółką GK ORLEN zobowiązaną do implementacji Standardu
organizacyjnego wzakresie prowadzenia Polityki Dobroczynności
przez spółki należące do Grupy Kapitałowej ORLEN (kwestia
własności poniżej 100%), tym samym nie wdrożyła postanowień tego
Standardu. Wobec tego Polityka dobroczynności wGK ORLEN nie
dotyczy/nie reguluje udzielania darowizn przez Rafinerię Gdańską sp.
zo.o., jak również procedury ich opiniowania wrozumieniu Standardu.
Wzwiązku zpołączeniem ORLEN S.A. idawnej Grupy PGNIG,
Fundacja PGNiG S.A. im. Ignacego Łukasiewicza dołączyła do fundacji
korporacyjnych ORLEN. Fundacja rozpoczęła proces związany ze
zmianą statutu oraz aktualizacją dokumentacji wewnętrznej. Fundacja
PGNiG S.A. im. Ignacego Łukasiewicza została powołana przez
Polskie Górnictwo Naftowe iGazownictwo S.A. Istnieje od 9 lipca
2004 roku. Zakres działalności fundacji obejmuje szeroko rozumiane
wspieranie dziedzictwa narodowego ikultury, ale także działania na
rzecz nauki iedukacji wzakresie nauk podstawowych, technicznych
oraz sportu. Fundacja stawia sobie również za cel propagowanie
edukacji historycznej, budowanie tożsamości narodowej oraz
działania na rzecz kultywowania pamięci opolskich bohaterach.
Całkowita wartość darowizn finansowych na podstawie umów
darowizn zawartych przez ORLEN w2023 roku wyniosła 171 818
115 PLN, adarowizn rzeczowych wujęciu netto - 2 353 558,65 PLN
(zestawienie uwzględnia darowizny realizowane na rzecz pomocy
humanitarnej wzwiązku zkonfliktem zbrojnym wUkrainie).
Wmarcu 2022 roku został utworzony specjalny MPK UKR_SO,
na których były księgowane darowizny rzeczowe, finansowe oraz
nieodpłatne świadczenia związane zpomocą humanitarną wzwiązku
zkonfliktem zbrojnym wUkrainie. Koszty nieodpłatnych świadczeń
oraz darowizn rzeczowych ifinansowych przekazanych wramach
działań związanych zpomocą humanitarną ujęte wORLEN na MPK
UKR_SO w2023 roku wyniosły 1 814 945,94 PLN.
W2023 roku ORLEN aktywnie wspierał
fundacje, których jest jedynym lub jednym
zzałożycieli:
• Fundację ORLEN (ORLEN jest jedynym fundatorem fundacji),
• Fundację ORLEN dla Pomorza (ORLEN jest jedynym
fundatorem fundacji),
• Fundacja PGNIG im. Ignacego Łukasiewicza (ORLEN jest
jedynym fundatorem fundacji),
• Fundację Muzeum Przemysłu Naftowego iGazowniczego im.
Ignacego Łukasiewicza wBóbrce,
• Fundację Dorastaj zNami,
• Polską Fundację Narodową.
60Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3. Zrównoważony rozwój
Realizowane programy
ikampanie medialne
Wsparcie sportu
ORLEN S.A. od lat konsekwentnie umacnia pozycję największego
inajaktywniejszego sponsora sportu. Zgodnie zbadaniami
zrealizowanymi przez ARC Rynek iOpinia, ORLEN jest najbardziej
rozpoznawalnym sponsorem wPolsce, azgodnie zBadaniami
Reputacji Marki, 74% respondentów wskazało ORLEN jako firmę
wspierającą polski sport. Jest to najwyżej oceniany atrybut
wizerunkowy marki ORLEN. W2023 roku Koncern wspierał
kilkudziesięciu indywidualnych zawodników izawodniczek, wtym
sportowców zniepełnosprawnościami, ponad 70 klubów, 13
związków sportowych oraz 2 komitety.
ORLEN współpracuje m.in. zPolskim Związkiem Piłki Nożnej, Polskim
Związkiem Piłki Siatkowej, Polskim Związkiem Koszykówki, Polskim
Związkiem Narciarskim, Związkiem Piłki Ręcznej wPolsce, Polskim
Związkiem Motorowym, Polskim Związkiem Lekkiej Atletyki. Koncern
zapewnia tym organizacjom wsparcie worganizacji wydarzeń
sportowych wPolsce, atakże wprzygotowaniu reprezentacji
narodowych do najważniejszych międzynarodowych imprez.
Dyscypliny motorsportowe wnaturalny sposób łączą się
zdziałalnością biznesową firmy. Dziś Formuła 1 znajduje się
wpierwszej piątce sportów onajwiększym zainteresowaniu na
wszystkich rynkach międzynarodowych, wktórych ma sieć stacji
benzynowych.
ORLEN od 2018 roku wspiera Roberta Kubicę, który wsezonie 2023
wraz zzespołem ORLEN Team WRT zdobył tytuł Mistrza Świata
Wyścigów Długodystansowych WEC wklasie LMP2, stając również
na podium jubileuszowego najbardziej prestiżowego wyścigu świata
- 24 Hours of Le Mans. Wlistopadzie 2023 roku została podpisana
nowa, trzyletnia umowa sponsoringowa zzawodnikiem, który
wnajbliższym sezonie będzie kierowcą bolidu Ferrari wzespole
AF Corse wkategorii Hypercar. Uczestnictwo wnajwiększych
wyścigach na świecie ma silny związek zekspansją zagraniczną
ibudową rozpoznawalności marki ORLEN wramach budowy
międzynarodowego koncernu multienergetycznego. Wśród polskich
kibiców Robert Kubica jest jednym znajczęściej wskazywanych
zawodników wbadaniach dotyczących znajomości sportowców.
Oprócz sponsoringu zespołu Formuły 1 istartów Roberta Kubicy,
Koncern wspiera także polski motorsport, będąc m.in. sponsorem
tytularnym Rajdu Polski, atakże sponsorem generalnym żużlowej
reprezentacji Polski. Wbarwach funkcjonującego od 24 lat
ORLEN Teamu występują zawodnicy reprezentujący Polskę na
międzynarodowych arenach, wnastępujących dyscyplinach:
rajdy samochodowe, cross country, wyścigi samochodowe
imotocyklowe, żużel, akrobacje lotnicze isporty motorowodne.
W2023 roku olbrzymie sukcesy odnieśli polscy żużlowcy. Najbardziej
utytułowany żużlowiec whistorii Polski – Bartosz Zmarzlik w2023
roku zdobył czwarte wswojej karierze Indywidualne Mistrzostwo
Świata, wygrywając pięć rund cyklu Grand Prix. Ponadto Zmarzlik
wraz zreprezentacją Polski sponsorowaną przez ORLEN wygrał
Drużynowy Puchar Świata iDrużynowe Mistrzostwa Europy. Zmarzlik
został doceniony przez kibiców izajął 2. miejsce wPlebiscycie
Przeglądu Sportowego na najlepszego sportowca Polski 2023
roku. Również Mistrzostwa Świata wrajdach samochodowych były
pomyślne dla zawodników ORLEN Team. Po raz pierwszy wswojej
karierze rajdowym mistrzem świata wkategorii WRC 2 Challenger
został Kajetan Kajetanowicz, który dokonał tego wraz zMaciejem
Szczepaniakiem – mistrzem świata pilotów, a4 miejsce wklasyfikacji
generalnej zajął Mikołaj Marczyk.
61Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3. Zrównoważony rozwój
ORLEN poprzez współpracę zPolskim Komitetem Olimpijskim
iPolskim Komitetem Paraolimpijskim krzewi ideę olimpizmu iwspiera
przygotowanie polskich sportowców do najważniejszej imprezy
na świecie. Oba komitety, dzięki zaangażowaniu koncernu, od lat
skutecznie promują uniwersalne wartości olimpijskie izasady fair
play oraz pielęgnują rozwój sportu wcałym kraju, wspierając naszych
reprezentantów.
Jako Sponsor Strategiczny Polskiego Komitetu Paraolimpijskiego
iPolskiej Reprezentacji Paraolimpijskiej ORLEN wspiera promocję
sportu także wśród osób zniepełnosprawnościami. Zaangażowanie
koncernu pomaga wpopularyzacji parasportu, czego dowodem jest
jego rosnąca popularność ipowszechność. Obecnie wsparcie ORLEN
dociera do blisko 5 tys. niepełnosprawnych sportowców.
Od ponad dekady ORLEN angażuje się wrozwój polskiej siatkówki.
Koncern wspiera reprezentację Polski wsiatkówce halowej iplażowej
we wszystkich kategoriach wiekowych, atakże program szkoleń
siatkarskich dla najbardziej utalentowanej młodzieży, co przekłada się
na odnoszone przez drużyny sukcesy. W2023 roku polscy siatkarze
wygrali siatkarską Ligę Narodów, anastępnie zdobyli mistrzostwo
Europy izwyciężyli wturnieju kwalifikacyjnym do igrzysk olimpijskich
w2024 roku. Reprezentacja Polski prowadzona przez Nikolę Grbicia
pobiła rekord, odnosząc 24 zwycięstwa zrzędu. Piąte miejsce na
mistrzostwach Europy zajęła siatkarska reprezentacja Polski kobiet,
która w2023 roku wywalczyła też awans na tegoroczne igrzyska
olimpijskie wParyżu.
Od 2023 roku ORLEN jest sponsorem generalnym polskiej piłki
nożnej. Duże sukcesy osiągali zawodnicy Polskiego Związku
Narciarskiego. Po połączeniu zGrupą PGNiG kontynuowany jest
sponsoring generalny polskiej piłki ręcznej, adodatkowo rebranding
przeszły zawodowe ligi piłki ręcznej – ORLEN Superliga iORLEN
Superliga Kobiet. W2023 roku została również rozszerzona
współpraca zPolskim Związkiem Koszykówki, będąca kontynuacją
poprzednich współprac PZKosz zEnergą iLOTOSEM, wramach
której sponsoringiem objęte zostały wszystkie reprezentacje, atakże
ORLEN Basket Liga iORLEN Basket Liga Kobiet. WPolsce stale
rośnie popularność kolarstwa – zarówno wśród zawodowców, jak
iamatorów. W2023 roku ORLEN zrealizował trzy istotne imprezy
znajbardziej znanym promotorem kolarstwa, firmą Lang Team
prowadzoną przez Czesława Langa. ORLEN wspierał też inne
dyscypliny sportowe. Przed Mistrzostwami Świata Dywizji IA, ORLEN
został sponsorem głównym reprezentacji Polski whokeja na lodzie,
która wywalczyła po 22 latach awans do światowej elity. Ponadto
w2023 roku podpisano nową umowę sponsoringową zPolskim
Związkiem Bokserskim.
ORLEN współpracuje ze sportowcami indywidualnymi, którzy
reprezentują Polską na arenie międzynarodowej. Aleksandra
Mirosław podczas kwalifikacji olimpijskich wRzymie pobiła rekord
świata we wspinaczce sportowej na czas, stanęła też na podium
Igrzysk Europejskich, mistrzostw świata iPucharu Świata. ORLEN
w2023 roku wspierał też m.in. czołowych polskich lekkoatletów, jak
wicemistrzynię świata wbiegu na 400 metrów – Natalię Kaczmarek
czy Anitę Włodarczyk iPawła Fajdka, którzy są jednymi zfaworytów
do medali na tegorocznych igrzyskach olimpijskich. ORLEN wspiera
też m.in. Patrycję Bereznowską, biegaczkę specjalizującą się
wultramaratonach, czy zapaśnika Tadeusza Michalika.
Wszystkie kampanie marketingowe przeprowadzone w2023 roku
zostały zrealizowane zwykorzystaniem elementów sponsoringu
sportowego, ORLEN wraz ze spółkami zGrupy Kapitałowej
sponsorował w2023 roku wydarzenia lub projekty sportowe,
wktórych uczestniczyło około 485 tysięcy dzieci. Najwięcej
podopiecznych miał projekt „Szkolny Klub Sportowy” organizowany
przez Instytut Sportu – Państwowy Instytut Badawczy, wktórym
udział wzięło ponad 340 tysięcy osób. ORLEN wspiera też takie
programy, jak Ośrodki Szkolenia wPiłce Ręcznej iGramy wRęczną,
Siatkarskie Ośrodki Sportowe, Lekkoatletyka Dla Każdego, Legia
Soccer Schools, Piłkarska Przyszłość zORLENEM oraz liczne projekty
lokalne zróżnych dyscyplin sportu. ORLEN wspiera też młodych
motosportowców, wtym kartingowców czy żużlowców.
Wsparcie kultury
ORLEN jako narodowy koncern wspiera inicjatywy na rzecz ochrony
kultury idziedzictwa narodowego. W2023 roku kontynuował
współpracę m.in. zNarodowym Instytutem Fryderyka Chopina,
organizatorem II Międzynarodowego Konkursu Chopinowskiego
na instrumentach klasycznych. Wsparcie otrzymywało też Muzeum
Narodowe wWarszawie, gdzie odbyła się m.in. wystawa „Picasso”,
będąca opowieścią opółwieczu twórczości Pablo Picassa,
realizowana zokazji 50 rocznicy śmierci artysty. Wsparcie otrzymał też
organizowany pierwszy raz Baltic Opera Festival. Na scenach Opery
Leśnej wSopocie iOpery Bałtyckiej wGdańsku zaprezentowano
premierowe inscenizacje operowe ioperetkowe wwykonaniu
solistów, dyrygentów irealizatorów zPolski icałego świata.
Wydarzenie zostało objęte honorowym patronatem Prezydenta
RP oraz Prezydenta Niemiec. Ważnym miejscem wspieranym
przez ORLEN jest Teatr Wielki - Opera Narodowa. W2023 roku
ORLEN kontynuował też współpracę zTeatrem Kamienica – jedną
znajpopularniejszych scen teatralnych działających wWarszawie.
Kontynuowano też współpracę m.in. zMuzeum Narodowym
wPoznaniu oraz Muzeum Pomnika Historii – Frombork Zespół
Katedralny. Duże znaczenie ma również mecenat ORLEN nad
Teatrem Telewizji oraz Teatrem Polskiego Radia. ORLEN wspiera też
dziedzictwo narodowe m.in. poprzez mecenat Zamku Królewskiego
wWarszawie, który zorganizował w2023 roku 13 wystaw.
62Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3. Zrównoważony rozwój
Projekty społeczne
Pomoc Ukrainie
Wzwiązku zwybuchem konfliktu zbrojnego wUkrainie, ORLEN oraz
fundacje korporacyjne udzielały aktywnego wsparcia finansowego
irzeczowego na cele związane zpomocą humanitarną. Działania
kierowane były zarówno na tereny objęte konfliktem, jak również do
uchodźców wojennych przybywających do Polski.
Wsparcie służb mundurowych
Karty lojalnościowe dla żołnierzy Wojsk Obrony Terytorialnej
(WOT). Program rozpoczęty wmaju 2020 roku, który uprawnia
do indywidualnego korzystania przez żołnierzy WOT zrabatu
na stacjach ORLEN. Karty rabatowe zostały uruchomione 1 maja
2020 roku ido końca 2023 roku wydano ich łącznie 42 020 sztuk.
W2023 roku zużyciem kart żołnierze WOT zakupili 3,47 mln
litrów paliwa. Karty lojalnościowe dla zarejestrowanych strażaków
zjednostek Ochotniczej Straży Pożarnej (OSP) należących do
Krajowego Systemu Ratowniczo-Gaśniczego. Program uprawnia do
indywidualnego korzystania przez strażaków OSP zrabatu na paliwa
na stacjach ORLEN. W2023 roku wydano 7 006 kart lojalnościowych
BIZNESTANK. Strażacy w2023 roku zakupili 17,82 mln litrów paliwa.
Od początku trwania współpracy wydano łącznie 120 866 karty
BIZNESTANK.
Projekty na rzecz zdrowia
Program „Kompleksowej profilaktyki,
diagnostyki ileczenia nowotworów oraz
chorób układu oddechowego mieszkańców
Płocka ipowiatu płockiego”
W2023 roku ORLEN kontynuował współpracę wramach umowy
zNarodowym Instytutem Onkologii im. Marii Skłodowskiej-Curie
wpartnerstwie zInstytutem Gruźlicy iChorób Płuc dotyczącej
prowadzenia programu „Kompleksowej profilaktyki, diagnostyki
ileczenia nowotworów oraz chorób układu oddechowego
mieszkańców Płocka ipowiatu płockiego”. Umowa obowiązuje
do końca 2024 roku. Głównym założeniem projektu jest podjęcie
inicjatyw prozdrowotnych dotyczących chorób układu oddechowego
ichorób nowotworowych oraz wdrożenie programów edukacyjnych,
które mają podnieść świadomość na temat czynników tych chorób.
Program ma również na celu uświadomić mieszkańcom Płocka iokolic
konieczność wprowadzenia zmian wswoim stylu życia, które mogą
znacząco zmniejszyć ryzyko zachorowania.
Miasteczko Zdrowia
Wramach działań promujących profilaktykę zdrowotną oraz
udostępniających możliwość wykonania badań lekarskich, ORLEN
wraz zpartnerami medycznymi zrealizowali w2023 roku 6 edycję
„Miasteczka Zdrowia”, która odbyła się wdaniach 2-3 września 2023
roku wPłocku. Miasteczka odwiedziło ogółem ponad 7 200 płocczan
imieszkańców pobliskich okolic. Wramach wydarzenia mogli oni
skorzystać zbezpłatnych badań ikonsultacji zróżnych dziedzin,
wtym m.in. kardiologii, EKG, okulistyki, morfologii, podoskopii,
laryngologii, badań znamion, gęstości kości pod kątem osteoporozy
oraz spirometrii. Ponadto można było sprawdzić wady postawy oraz
dokonać analizy składu ciała udzieci, panie mogły wykonać badanie
mammograficzne. Zainteresowani mogli również skonsultować się pod
kątem doboru diety. „Miasteczko Zdrowia” objęte było honorowym
patronatem Ministra Zdrowia. „Miasteczko Zdrowia” to wydarzenie
organizowane przez ORLEN od 2019 roku.
63Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3. Zrównoważony rozwój
3.6. Bezpieczeństwo - Higiena Pracy (BHP)
W2023 roku kontynuowano realizację „Kierunków rozwoju obszaru
bezpieczeństwa osobistego iprocesowego Grupy ORLEN”, przyjętych
na lata 2022-2026. Stanowią one koncepcję działań strategicznych
wzakresie doskonalenia irozwoju obszaru bezpieczeństwa pracy
Koncernu. Ważnym elementem tych działań jest wspieranie procesu
transformacji Koncernu poprzez włączenie inkorporowanych spółek
do systemu zarządzania bezpieczeństwem pracy Grupy ORLEN.
1) ang. Total Recordable Rate = międzynarodowy wskaźnik wypadkowości
wprzedsiębiorstwach: (ilość wypadków przy pracy pracowników ikontraktorów dla których
odnotowano absencję chorobową wdanym okresie / liczbę roboczogodzin przepracowanych
przez pracowników ikontraktorów wtym okresie) x 1 000 000.
Wsparcie procesów transformacji Koncernu
– włączenie spółek do systemu zarządzania
bezpieczeństwem pracy Grupy ORLEN
Waspekcie zrealizowanych wubiegłych latach procesów
inkorporacji spółek igrup spółek do Grupy ORLEN przeprowadzono
różnokierunkowe działania wzakresie włączenia ich do systemu
zarządzania bezpieczeństwem pracy Koncernu. Działania te dotyczyły
doskonalenia irozwoju kształtującego się systemu bezpieczeństwa
pracy wGrupie ENERGA, gdzie skupiono się na realizacji działań
kierunkowych określonych na lata 2021 – 2023.
Wprzypadku spółek ex Grupy LOTOS monitorowano poziomy
realizacji harmonogramów wdrażania Standardów Bezpieczeństwa
iStandardów Technicznych GK, zaplanowanych do implementacji
na 2023 rok. Spółki zostały włączone do systemu raportowania KPI
obszaru bezpieczeństwa pracy Grupy ORLEN wpełnym zakresie.
Dla spółek ex Grupy PGNiG realizowano indywidualne procesy
adaptacji spółek ex Grupy PGNiG do segmentowego systemu
zarządzania bezpieczeństwem pracy Koncernu. Współkach
opracowano harmonogramy wdrożenia Standardów Bezpieczeństwa
oraz Standardów Technicznych Grupy ORLEN na lata 2023-2025.
W2023 roku monitorowano dane iKPI zobszaru bezpieczeństwa
pracy poszczególnych spółek ex Grupy PGNiG.
Procesy inkorporacyjne wewnątrz Grupy ORLEN niosły ze sobą
również wyzwanie dla obszaru bezpieczeństwa pracy ORLEN.
Wramach tych przedsięwzięć ulega zmianie również struktura ORLEN,
wwyniku czego realizowano działania mające na celu ujednolicenie
systemów zarządzania BHP wramach jednej organizacji.
Polityka segmentowego systemu
zarządzania bezpieczeństwem ihigieną
pracy, bezpieczeństwem pożarowym oraz
bezpieczeństwem składowania iprzewozu
towarów niebezpiecznych wGrupie
Kapitałowej ORLEN
W2023 roku wdrożono wKoncernie spójne ikompleksowe podejście
do zarządzania obszarem bezpieczeństwa pracy poprzez wydanie
Polityki segmentowego systemu zarządzania bezpieczeństwem
ihigieną pracy, bezpieczeństwem pożarowym oraz bezpieczeństwem
składowania iprzewozu towarów niebezpiecznych wGrupie
Kapitałowej ORLEN.
Jednym zgłównych celów
ww.przedsięwzięć jest utrzymanie
wartości kluczowego KPI obszaru
bezpieczeństwa pracy TRR
1
≤ 1,70 przy
jednoczesnej realizacji procesów przejęcia
kontroli kapitałowej nad spółkami /
grupami spółek.
64Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3. Zrównoważony rozwój
3.6.1. Kluczowe niefinansowe
wskaźniki efektywności
Główne wskaźniki efektywności wobszarze zagadnień obszaru
bezpieczeństwa osobistego Grupy ORLEN oraz ORLEN w2023 roku:
Całkowity Wskaźnik Wypadkowości TRR (Total
Recordable Rate
1
)
Bezpieczeństwo pracy, wtym: j.m. 2023 2022
Całkowity Wskaźnik Wypadkowości
TRR (Total Recordable Rate)
(pracowników ikontraktorów)
Grupa ORLEN
[liczba]
1,15* 0,81**
ORLEN
[liczba]
0,93 0,46
* Ze względu, iż w2023 roku spółki ex Grupy PGNiG nie prowadziły pełnej sprawozdawczości
wzakresie danych składowych Całkowitego Wskaźnika Wypadkowości TRR (dotyczącym
kontraktorów), ww.spółki nie zostały objęte raportowaniem wjego zakresie. Natomiast do
celów sprawozdawczych dane dotyczące spółek ex Grupy PGNiG zastały uwzględnione
wwyniku Wskaźnika Wypadkowości TRR pracowników). Stąd w2023 roku Grupa ORLEN
uzyskała wynik Wskaźnika Wypadkowości TRR pracowników równy 2,0.
**Ze względu, iż w2022 roku spółki ex Grupy LOTOS oraz ex Grupy PGNiG nie prowadziły
pełnej sprawozdawczości wzakresie danych składowych Całkowitego Wskaźnika
Wypadkowości TRR (dotyczącym kontraktorów), ww.spółki nie zostały objęte raportowaniem
wjego zakresie. Natomiast do celów sprawozdawczych dane dotyczące spółek ex Grupy
LOTOS oraz ex Grupy PGNiG zastały uwzględnione wwyniku Wskaźnika Wypadkowości TRR
pracowników). Stąd w2022 roku Grupa ORLEN uzyskała wynik Wskaźnika Wypadkowości
TRR pracowników równy 1,7.
1) Metodologa kalkulacji wskaźników została zaprezentowana w„Słowniku wybranych pojęć
branżowych ifinansowych” wostatniej części niniejszego Sprawozdania.
3.6.2. Opis stosowanych polityk
Obszar bezpieczeństwa pracy wGrupie ORLEN jest regulowany przez
przepisy krajowe, właściwe dla danego obszaru, rozporządzenia
Unii Europejskiej, zharmonizowane normy krajowe oraz zasady
wynikające zdobrych praktyk wzakresie bezpiecznej realizacji
czynności operacyjnych. Na poziomie spółek Grupy ORLEN obszar
ten jest regulowany przez wewnętrzne akty organizacyjne iinstrukcje
operacyjne.
Wznaczącej większości spółek Grupy ORLEN funkcjonuje system
zarządzania bezpieczeństwem ihigieną pracy wg ISO 45001. Zakres
certyfikacji dla spółek obejmuje ich poszczególną działalność.
Wprzypadku ORLEN dotyczy on magazynowania isprzedaży
wyrobów rafineryjnych ipetrochemicznych, produkcji isprzedaży
energii elektrycznej iciepła, funkcji wartości dodanej. Funkcjonujące
współkach systemy zarządzania bezpieczeństwem ihigieną pracy wg
ISO 45001 poddawane są cyklicznym audytom zewnętrznym wcelu
utrzymania certyfikacji.
TABELA 4
Na poziomie Grupy ORLEN funkcjonuje spójne ikompleksowe
podejście zarządzania systemu zarządzania bezpieczeństwem pracy
wformie polityki. Wymagania systemu określono wtrzech obszarach:
• bezpieczeństwem ihigieną pracy,
• bezpieczeństwem pożarowym,
• bezpieczeństwem składowania iprzewozu towarów
niebezpiecznych.
Kompleksowy System Prewencji (KSP) ORLEN
– jest podstawowym elementem Systemu Zarządzania
Bezpieczeństwem iHigieną Pracy na który składają się wewnętrzne
akty organizacyjne zzakresu bezpieczeństwa ihigieny pracy,
bezpieczeństwa pożarowego ichemicznego, ochrony radiologicznej,
bezpieczeństwa technicznego, bezpieczeństwa procesowego,
bezpieczeństwa przeciwwybuchowego oraz bezpieczeństwa operacji
związanych ztowarami niebezpiecznymi. Spółki Grupy ORLEN
tworzą analogiczne systemy wramach własnych struktur aktów
organizacyjnych.
3.6.3. Opis procedur należytej
staranności
Zapewnienie najwyższych standardów
bezpieczeństwa pracy
Wszystkie działania wobszarze bezpieczeństwa pracy są
ukierunkowane na zapewnienie najwyższych jego standardów.
Wramach Grupy ORLEN funkcjonuje ok. 64 standardów
bezpieczeństwa pracy. Stanowią one najwyższe standardy
bezpieczeństwa zidentyfikowane wbranży paliwowo-energetycznej.
Potrzeby opracowywania nowych oraz aktualizacji obecnie
funkcjonujących są identyfikowane na bieżąco ikoordynowane przez
Biuro Bezpieczeństwa iHigieny Pracy ORLEN.
W2023 roku kontynuowano realizację projektu LOGISTYKA+
współkach nimi objętymi. Celem projektu jest ujednolicenie
oraz podniesienie poziomu bezpieczeństwa pracy wobszarze
logistykiGrupy ORLEN. Standardy Techniczne, stanowiące przedmiot
projektu, zostały opracowane przy współpracy przedstawicieli
obszarów bezpieczeństwa pracy spółek objętych tym projektem.
Stanowią zbiór wytycznych utworzonych na podstawie najlepszych
praktyk stosowanych wGrupie ORLEN. Ponadto wramach
przedmiotowych przedsięwzięć monitorowano prowadzony proces
oraz wspierano spółki wzakresie realizacji przez nie harmonogramów.
• prowadzono obszar dedykowany kontraktorom na orlen.pl -
Wykonawcy zewnętrzni | ORLEN, są wnim zawarte aktualne
informacje zobszaru bezpieczeństwa, wymagania, informacje
oszkoleniach iprogramach motywacyjnych, kampaniach
informacyjnych – Zgłoś zagrożenie.
65Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
3. Zrównoważony rozwój
Zarządzanie bezpieczeństwem
przeciwwybuchowym
Wdrugiej połowie 2023 roku powstał Zespół ds. Bezpieczeństwa
Przeciwwybuchowego wORLEN. Zespół został utworzony
wcelu wypełnienia obowiązków jakie nakłada na pracodawców
Rozporządzenie Ministra Gospodarki zdnia 8 lipca 2010 roku
wsprawie minimalnych wymagań, dotyczących bezpieczeństwa
ihigieny pracy, związanych zmożliwością wystąpienia wmiejscu
pracy atmosfery wybuchowej. Wzakresie kompetencji Zespołu jest
między innymi tworzenie dokumentacji klasyfikacji stref zagrożenia
wybuchem. Dodatkowym jego zadaniem jest ciągłe podnoszenie
świadomości pracowników wzakresie potencjalnego zagrożenia jakie
niesie za sobą praca, gdzie może wystąpić atmosfera wybuchowa.
Zarządzanie bezpieczeństwem składowania
iprzewozu towarów niebezpiecznych
- zapewnienie zgodność zprzepisami
międzynarodowego przewozu drogowego
towarów niebezpiecznych (ADR)
iRegulaminu dla międzynarodowego
przewozu kolejami towarów
niebezpiecznych (RID)
W2023 roku przeprowadzono działania mają na celu zapewnienie
zgodności zprzepisami ADR oraz RID realizowanych współce
procesów składowania, magazynowania, przeładunków
itransportowania towarów niebezpiecznych. Znowelizowano
istniejące oraz opracowano kolejne regulacje wewnętrzne
dotyczących operacji ztowarami niebezpiecznymi – instrukcję
przewozu towarów niebezpiecznych transportem lądowym na terenie
oraz na rzecz ORLEN, „Plan Ochrony Towarów Dużego Ryzyka
wtransporcie drogowym dla zakładu produkcyjnego wPłocku” oraz
Standardy Techniczne dla spółek Grupy ORLEN.
Zakładowa Straż Pożarna
WORLEN podstawowym zadaniem Zakładowej Straży Pożarnej jest
prowadzenie działań ratowniczo–gaśniczych na terenie obiektów
spółki, jak również na terenie całego kraju wramach Krajowego
Systemu Ratowniczo-Gaśniczego iSystemu Pomocy wTransporcie
Materiałów Niebezpiecznych (SPOT) oraz nadzór nad przygotowaniem
obiektów spółki do prowadzenia działań ratowniczo-gaśniczych.
Zakładowa Straż Pożarna prowadzi również działania ratownictwa
chemicznego, technicznego, wysokościowego, wykonuje prace
uszczelniające, zapewnia posterunki asekuracyjne wczasie
awaryjnych stanów instalacji ipodczas prowadzenia prac pożarowo
niebezpiecznych na terenie zakładu produkcyjnego wPłocku
oraz realizuje zadania zzakresu prewencji przeciwpożarowej.
Strażacy są wyspecjalizowani wgaszeniu pożarów wprzemyśle
rafineryjnym ipetrochemicznym, prowadzenia działań ratowniczych
związanych zawariami chemicznymi oraz prowadzeniu działań
wzakresie ratownictwa wodnego, technicznego, przedmedycznego
iwysokościowego. Od kilku lat aktywnie współpracują ze strażami
pożarnymi działającymi wramach Grupy ORLEN, podejmując działania
na rzecz bezpieczeństwa wzakresie operacyjnym iprewencyjnym.
Wtym, wspólnie szkolą się np. na poligonach zagranicznych.
System obligatoryjnych szkoleń dla
pracowników ikontraktorów
zzakresu bezpieczeństwa
Zarówno dla pracowników, jak ikontraktorów Grupy ORLEN
realizowane są szkolenia obligatoryjne zzakresu bezpieczeństwa. Ich
przeprowadzanie ma na celu zapoznanie pracowników ikontraktorów
ze standardami bezpieczeństwa obowiązującymi współkach Grupy
ORLEN. Podczas szkoleń budowana jest świadomość pracowników
ikontraktorów wzakresie właściwej oceny sytuacji, znajomości
potencjalnego ryzyka isposobów jego ograniczania, przestrzegania
procedur izasad bezpieczeństwa, właściwego korzystania
zsystemów iśrodków ochrony, atakże zgłaszania spostrzeżeń
dotyczących potencjalnych sytuacji niebezpiecznych. Przedmiotowy
system szkoleń zawiera również narzędzia stosowane do weryfikacji
wiedzy wśród pracowników ikontraktorów.
66Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
4
Otoczenie
4. Otoczenie
4.1 Otoczenie rynkowe w2023 roku
4.2 Otoczenie makroekonomiczne
4.3 Otoczenie regulacyjne w2023 roku
67Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
4.1. Otoczenie rynkowe w2023 roku
4. Otoczenie
W2023 roku Region Europy Środkowo-Wschodniej wkroczył
na ścieżkę transformacji energetycznej ze szczególnej pozycji,
charakteryzującej się wysokim udziałem paliw kopalnych wmiksie
energetycznym oraz wysokim udziałem dostaw ropy naftowej igazu
ziemnego zRosji. Wybuch wojny wUkrainie stał się dla regionu
Europy Środkowo-Wschodniej, będącego wschodnią granicą
Unii Europejskiej iwschodnią flanką NATO nie lada wyzwaniem,
bo do transformacji energetycznej, zmniejszającej zależność
od węglowodorów, dołączyła zmiana kierunków zaopatrzenia
wnadal potrzebne paliwa. Wrezultacie region mierzy się zdwoma
transformacjami wtym samym czasie: zieloną transformacją
itransformacją bezpieczeństwa.
Bezpieczeństwo energetyczne zawsze było istotną kwestią dla krajów
Europy Środkowo-Wschodniej, co naturalnie wynika zich położenia.
Wostatnim czasie, kwestia bezpieczeństwa stała się jeszcze bardziej
kluczowa, zwłaszcza wnastępstwie inwazji Rosji na Ukrainę w2022
roku. Wojna za wschodnią granicą regionu podniosła znaczenie
bezpieczeństwa energetycznego do nieobserwowanego wcześniej
poziomu, wymuszając weryfikację kierunków dostaw ipartnerstw
strategicznych.
Zmiany kierunków dostaw po lutym 2022 roku będące skutkiem
szybkiej iodważnej reakcji regionu na zmiany geopolityczne są
wyraźnie widoczne igłębokie. Podejmowane obecnie decyzje
ozabezpieczeniu dostaw znowych kierunków są wyrazem
determinacji państw regionu, aby odpowiednio ukształtować kluczowe
uwarunkowania bezpieczeństwa wprzyszłości.
Poza zapewnieniem dostaw surowców transformacja wobszarze
bezpieczeństwa oznacza także budowanie w2023 roku ściślejszej
współpracy wregionie. Wszczególności rozwój połączeń
międzysystemowych iinfrastruktury do przesyłania gazu, energii
elektrycznej iropy naftowej (wwypadku krajów śródlądowych) jawi się
jako krytyczny aspekt wzmacniania bezpieczeństwa energetycznego
regionu. Ponownej ocenie poddawana była też rola magazynowania
surowców, które ogranicza ryzyko braku ciągłości dostaw iprzyczynia
się do budowania odporności systemów energetycznych.
Dzięki zbudowanym wostatnich latach gazoportom oraz gazociągom
zkierunków innych niż wschodni w2023 roku nie doszło do
ziszczenia się najgorszych scenariuszy takich jak nagłe przerwy
wdostawach energii elektrycznej czy brak dostępności surowca.
Pomimo to, aby zwiększyć odporność systemu nieodzowna jest dalsza
dywersyfikacja źródeł pozyskiwania energii, zwłaszcza poprzez rozwój
OZE ienergetyki jądrowej.
4. Otoczenie
68Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
4.1.1. Produkcja ropy naftowej
wEuropie ina świecie
W2023 roku podaż ropy naftowej na świecie wyniosła 101,7 mln b/d
wobec blisko 100 mln b/d w2022 roku. Wzrost produkcji był zjednej
strony efektem konfliktu zbrojnego wUkrainie (potrzeba zastąpienia
surowca zRosji), azdrugiej strony efektem relatywnie wysokich marż.
Rok 2023 był okresem dalszego dostosowywania się rynków do
skutków militarnej agresji Rosji na Ukrainę. Nastąpiły znaczące zmiany
kierunków przepływu ropy na świecie. Po wprowadzeniu przez Unię
Europejską embargo na rosyjską ropę, kraje Europy zwiększyły import
surowca zUSA, Bliskiego Wschodu iinnych części świata. Zkolei
rosyjski eksport został skierowany głównie do Indii iChin. Odbiorcy
wtych krajach mogli liczyć na znacznie niższe ceny zarówno surowca
jak również paliw gotowych.
Podaż ropy naftowej wlatach 2019-2023
(wmln b/d)
Główni producenci ropy naftowej w2023
roku (wmln b/d)
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych EIA.Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych EIA.
4. Otoczenie
Kraje OPEC+ dążyły do utrzymania rynku wrównowadze m.in. poprzez
prowadzenie zachowawczej strategii produkcji oraz publikowanie
planów podaży wykraczających poza krótki horyzont czasowy wcelu
minimalizowania szoków podażowych. Dobrowolne ograniczenia
produkcji dokonywane przez Arabię Saudyjską iRosję częściowo
zrównoważyło wzrost podaży ze Stanów Zjednoczonych.
WII kwartale 2023 roku produkcja ropy złupków wStanach
Zjednoczonych powróciła do poziomów sprzed czasów pandemii
COVID. Wcałym roku produkcja ropy zUSA wzrosła o8%
wporównaniu z2022 roku. Przy nieznacznym wzroście konsumpcji na
rodzimym rynku pozwoliło to na odbudowanie komercyjnych rezerw
oraz eksport surowca – USA są obecnie największym eksporterem
ropy na świecie.
WYKRES 6 WYKRES 7
69Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
4.1.2. Konsumpcja ropy naftowej
W2023 roku zapotrzebowanie na ropę naftową na świecie wyniosło
średnio 101,1 mln baryłek dziennie, wporównaniu do 99 mln baryłek
dziennie w2022 roku (wzrost o2%), ipo raz pierwszy przekroczyło
poziom sprzed pandemii COVID.
W2023 roku największą konsumpcję ropy odnotowano wUSA, przy
czym jej poziom wyniósł średnio ponad 20 mln baryłek dziennie ibył
o1% wyższy niż w2022 roku. Na kontynencie europejskim popyt
na surowiec nie zmienił się wporównaniu zubiegłym rokiem, czego
przyczyną jest obserwowane spowolnienie aktywności ekonomicznej.
Wyczekiwana przez rynek odbudowa popytu (wzrost o5% r/r)
nastąpiła natomiast wChinach, za sprawą postpandemicznego
ożywienia gospodarczego. Jego skala jednak była mniejsza niż
wcześniej przewidywano. Wzrost konsumpcji paliw widoczny był
również wpozostałych azjatyckich krajach (o3% r/r).
Do głównych czynników kształtujących poziom zapotrzebowania na
ropę naftową igaz ziemny można zaliczyć:
• wojnę rosyjsko-ukraińską – zbrojna agresja Rosji na Ukrainę, która
została potępiona przez większość społeczności międzynarodowej
skutkowała nałożeniem na agresora licznych sankcji oraz
ograniczaniem współpracy gospodarczo-politycznej;
• sytuację gospodarczą na świecie – wysokie ceny nośników energii
oddziałują na funkcjonowanie gospodarek poszczególnych państw
jako całości, co przekłada się m.in. na wzrost inflacji. W2023
roku wzrost gospodarczy był niższy niż w2022 roku, azgodnie
zprognozami Międzynarodowego Forum Walutowego (IMF) w2024
roku sytuacja nie ulegnie znaczącej poprawie;
• proces transformacji energetycznej, awięc działania na
rzecz ochrony klimatu – wiele państw podejmuje wysiłki na
rzecz zmniejszenia emisji szkodliwych substancji do atmosfery,
co jest wyrażane wprowadzaniem różnego rodzaju regulacji
ograniczających wykorzystywanie paliw kopalnych. Ten trend
ulegnie przyspieszeniu, przy czym uwzględniając sytuację
geopolityczną wEuropie wpierwszej kolejności obecnie wdebacie
publicznej wybrzmiewa element bezpieczeństwa energetycznego,
adopiero wdrugiej kolejności potrzeby ochrony środowiska
naturalnego;
• postęp techniczny – oprócz zastosowania nowych, alternatywnych
paliw wprowadzane są innowacje mające na celu zmniejszenie
zużycia paliw przez tradycyjne napędy, np. wzakresie podniesienia
wydajności silników samochodowych, obniżenia masy pojazdów
użytkowych, odzyskiwania mocy wtrakcie hamowania czy też
bardziej aerodynamicznych kształtów pojazdów. Postęp techniczny
wpływa także na koszty iefektywność takich rozwiązań.
Popyt na ropę naftową wlatach 2019-2023
(wmln b/d)
Główni konsumenci ropy naftowej w2023 roku
(wmln b/d)
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych Energy Information
Administration (EIA).
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych Energy Information
Administration (EIA).
4. Otoczenie
WYKRES 9
WYKRES 8
70Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
4.1.3. Rynek gazu wEuropie
ina świecie
Średnia cena gazu wEuropie w2023 roku była niższa oponad 60%
wporównaniu do cen zpoprzedniego roku, spadła zpoziomu 113
EUR/MWh w2022 roku do 41 EUR/MWh.
W2023 roku europejski rynek gazu ziemnego dostosował się do
fundamentalnego ograniczenia dostaw zRosji, która przed wojną
wUkrainie, była głównym eksporterem tego surowca na Stary
Kontynent. Import rosyjskiego gazu do Europy wujęciu rok do roku
spadł o77%. Najważniejszymi, bezpośrednimi odbiorcami ztego
kierunku były Austria, Węgry oraz Serbia.
Pomimo niskich dostaw ze Wschodu, od początku 2023 roku mieliśmy
do czynienia ze stopniową normalizacją rynku.
Niepewność zastępował optymizm wynikający ze wzrostu importu
LNG oraz zkończeniem się sezonu zimowego zrekordowo wysokimi
poziomami wypełnienia podziemnych magazynów gazu. Średnie
ceny spadły z63 EUR/MWh wstyczniu do 30 EUR/MWh wlipcu.
Istotny wpływ na rynek wywarła również pogoda. Pierwsze miesiące
roku charakteryzowały się stosunkowo wysokimi temperaturami, co
przełożyło się na niższe zapotrzebowanie na gaz ziemny.
4. Otoczenie
Średnie miesięczne ceny spot gazu ziemnego na wybranych hubach europejskich [EUR/MWh]
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych zICE (ang. Intercontinental Exchange).
Wdrugim półroczu nastąpiło przełamanie trendu spadkowego.
Rozpoczęto prace remontowe ikonserwacyjne na norweskich
złożach, które są dla Europy zazwyczaj stabilnym źródłem gazu
ziemnego. Największe ograniczenia wydobycia miały miejsce we
wrześniu ispowodowały zmniejszenie miesięcznej podaży ztego
kierunku oponad połowę. Wwyniku prac Norwegia wyeksportowała
na Stary Kontynent 14% mniej gazu ziemnego wujęciu rok do roku.
Wzrost znaczenia dostaw LNG do Europy prowadzi do większej
wrażliwości cen na wydarzenia globalne – 9 sierpnia sama zapowiedź
strajków waustralijskich terminalach skraplających spowodowała
niemal 30% wzrost cen europejskiego benchmarku. Terminale te
zaopatrują głównie rynki azjatyckie, jednak odpowiadają łącznie za
10% światowej produkcji LNG. Drugim przykładem wpływu wydarzeń
globalnych na ceny wEuropie jest konflikt na linii Izrael-Palestyna,
który rozpoczął się 7 października. Wojna na Bliskim Wschodzie nie
zagraża wprost podaży surowca, natomiast stanowi zagrożenie dla
transportu przez Morze Czerwone. Część dostaw obiera dłuższą trasą
opływając Afrykę, co przekłada się na dłuższy czas dostawy oraz
wyższe koszty transportu.
Całkowity wolumen gazu ziemnego importowanego do Europy
wyniósł 3 150 TWh, zczego 51% dostaw (1 591 TWh) dostarczono
wpostaci LNG. Drugim największym dostawcą gazu wEuropie była
Norwegia - 1 082 TWh gazu, co odpowiadało 34% dostaw. Import
zAfryki Północnej pozostał na zbliżonym poziomie r/r iwyniósł
356 TWh (11% dostaw). Wolumen importu gazociągami zRosji (dane
zwyłączeniem Turcji) w2023 roku spadł o77% (zpoziomu 526 TWh
w2022 roku) iodpowiadał jedynie za 4% dostaw.
WYKRES 10
71Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Główne kierunki importu gazu do Europy
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych zagencji Thomson Reuters.
LNG
W2023 roku globalny handel LNG wzrósł o1% wporównaniu z2022
rokiem, osiągając wolumen ponad 6 165 TWh dostarczonego gazu
po regazyfikacji. Wzrost względem 2022 roku o62 TWh (niewielki
wporównaniu do ubiegłorocznego na poziomie 349 TWh) był
spowodowany stabilizacją cen gazu po maksimach notowanych
jeszcze wdrugiej połowie 2022 roku. Największy wolumetrycznie
przyrost eksportu wlatach 2022-2023 odnotowano ponownie
wStanach Zjednoczonych – orekordowe 142 TWh (wobec 107
4. Otoczenie
WYKRES 11
TWh rok wcześniej). Największe zwiększenie importu procentowo
iwartościowo nastąpiło już nie wEuropie awPołudniowej Azji - o105
TWh wporównaniu z2022 roku. WEuropie, mimo zwiększonych
mocy importowych LNG, zanotowano niewielki spadek dostaw gazu
skroplonego. Równocześnie ponownie spadło zapotrzebowanie
na LNG wpozostałych regionach świata. Głównym czynnikiem
spadku popytu był tam nadal wysoki poziom cen gazu skroplonego,
co ograniczyło import wregionach dysponujących alternatywnymi
źródłami energii.
72Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Popyt ipodaż LNG wlatach 2022 i2023 roku wTWh gazu m
3
po regazyfikacji
Podaż 2023 2022 Zmiana [%]
Europa 67 44 51,1%
wtym Norwegia 66 43 54,9%
Azja iPacyfik 2 531 2 561 -1,2%
wtym Australia 1 221 1 226 -0,3%
Ameryki 1 527 1 381 10,6%
wtym Stany Zjednoczone 1 342 1 200 11,9%
Afryka 607 610 -0,4%
Bliski wschód 1 435 1 453 -1,3%
wtym Katar 1 188 1 206 -1,5%
Świat 6 167 6 049 2,0%
Popyt 2023 2022 Zmiana [%]
Ameryka Północna iPołudniowa 204 204 -0,3%
Europa 1 929 1 968 -2,0%
Bliski wschód 112 109 3,1%
Północno-wschodnia Azja 3 099 3 106 -0,2%
wtym Chiny 307 307 -0,2%
Południowa Azja iOceania 821 716 14,7%
Świat 6 165 6 103 1,0%
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych zagencji Thomson Reuters.
4.1.4. Rynek gazu wPolsce
Popyt na gaz ziemny wPolsce zaspokajany jest poprzez wydobycie
krajowe oraz import. Paliwo trafia do kraju przez sieć systemu
przesyłowego, aod 2016 roku krajowy system przesyłowy zasilają
również dostawy LNG. Obrót gazem odbywa się na TGE oraz
wramach kontraktów bilateralnych na rynku OTC (over the counter),
natomiast za pomocą sieci dystrybucyjnych iprzesyłowych gaz
fizycznie rozprowadzany jest do odbiorców końcowych. Krajowy
system gazowy uzupełniają magazyny gazu.
Popyt na gaz ziemny wPolsce ijego
struktura
Wpływ trwającego na europejskim rynku gazu kryzysu cenowego,
stymulowanego rosyjską agresją na Ukrainę rozpoczętą 24 lutego
2022 roku oraz polityką Gazpromu, w2023 roku uległ silnemu
osłabieniu. Zmiany cen gazu na rynku znalazły swoje odbicie
wpoziomie konsumpcji gazu wysokometanowego sieciowego
wPolsce w2023 roku, która wyniosła ok. 175,8 TWh.
Wporównaniu do 2022 roku odnotowano wzrost wolumenu o5,4
TWh, czyli o3,2% r/r. Wpierwszym półroczu 2023 roku konsumpcja
gazu spadła o4,9% r/r. jednak wdrugim półroczu nastąpił
zdecydowany wzrost zużycia gazu rzędu 13,7% r/r. Odbicie krajowego
zapotrzebowania na gaz dotyczyło wgłównej mierze odbiorców
przyłączonych do sieci przesyłowej (+9,3% r/r), wtym wszczególności
zbranży energetycznej, petrochemicznej iprzemysłu ciężkiego.
Zwiększenie poboru gazu przez odbiorców sieci dystrybucyjnej było
względnie niewielkie (+1,5% r/r/).
Baltic Pipe
Projekt Baltic Pipe to strategiczny projekt infrastrukturalny, dzięki
któremu powstał nowy korytarz dostaw gazu ziemnego na rynek
europejski. Umożliwia on przesyłanie gazu bezpośrednio ze złóż
zlokalizowanych wNorwegii na rynki wDanii iwPolsce.
4. Otoczenie
TABELA 5
73Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
System przesyłowy iaktualne oraz planowane transgraniczne punkty wejścia do
systemu przesyłowego
* Przepustowość techniczna, Procedura Incremental - niewiążące badanie
zapotrzebowania rynku na zdolności przyrostowe, Procedura Open Season -
badanie zainteresowania uczestników rynku na moc regazyfikacja terminalu
LNG, 1) Aktualizacja wartości ze względu na zmianę przepustowości technicznych
od 01.2022 z6 583 500 kWh/h na 7 565 433 kWh/h, 2) Wartość obliczona przy
uwzględnieniu zmienności sezonowej
Źródło: GAZ-SYSTEM oraz European Network of Transmission System Operators
for Gas (ENTSOG).
4. Otoczenie
Budowa gazociągu Baltic Pipe została zrealizowana przez
GAZ-SYSTEM we współpracy zduńskim operatorem systemu
przesyłowego Energinet. Inwestycja została oddana do eksploatacji
od 1 października 2022 roku, początkowo zograniczoną
przepustowością zuwagi na trwające prace budowlane po stronie
duńskiej. Od 30 listopada 2022 roku gazociąg Baltic Pipe uzyskał
pełną moc przesyłową wkierunku Polski wwysokości około 10 mld m
3
rocznie.
Baltic Bipe umożliwia przesył gazu ziemnego wistotnej części
pochodzący zwłasnego wydobycia ze złóż zlokalizowanych
na Norweskim Szelfie Kontynentalnym („NCS”) oraz woparciu
ozakontraktowane wolumeny gazu od producentów działających
na NCS, atakże orynki znajdujące się wbezpośrednim połączeniu
zinfrastrukturą Baltic Pipe.
Grupa ORLEN posiada zdywersyfikowane izabezpieczone
długoterminowo portfolio wydobywcze gazu wNorwegii,
umożliwiające eksploatację posiadanych zasobów whoryzoncie do
2035 roku.
Terminal LNG
W2023 roku Grupa ORLEN korzystała ze zwiększonej mocy
regazyfikacji wzwiązku zzawartą wmaju 2020 roku ze spółką Polskie
LNG (obecnie GAZ-SYSTEM) umową na rezerwację udostępnianych
wprocedurze Open Season dodatkowych mocy wynikających
zrozbudowy Terminalu LNG wŚwinoujściu. Zgodnie zumową ORLEN
posiada zarezerwowaną moc regazyfikacji wynoszącą ok. 1,2 mld
m
3
gazu rocznie wlatach 2022-2023 (usługa przejściowa) oraz ok.
3,3 mld m
3
gazu rocznie wlatach 2024-2038 (podstawowa usługa
regazyfikacji). Wraz zwcześniej zarezerwowaną mocą na poziomie 5
mld m
3
gazu rocznie, zdolności importowe wzrosły w2022 roku do
6,2 mld m
3
, aod zakończenia rozbudowy co jest planowane w2024
roku zwiększą się do 8,3 mld m
3
gazu rocznie.
Import
W2023 roku odnotowano spadek wolumenu importowanego paliwa
gazowego do Polski, który wyniósł 167,1 TWh (spadek o5% r/r), przy
czym zupełnie ustały dostawy zRosji. Dostawy zwykorzystaniem
Baltic Pipe wporównaniu do 2022 roku wzrosły 9-krotnie istanowią
46% wolumenu importowanego paliwa. Surowiec zregazyfikacji LNG
stanowi 40% wolumenu importu. Dostawy zUE zwykorzystaniem
interkonektorów zNiemcami (GCP) utrzymują się na zbliżonym
poziomie.
SCHEMAT 6
74Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
W2023 roku odnotowano dalszy wzrost wolumenu LNG odebranego
wterminalu LNG wŚwinoujściu wujęciu r/r.
W2023 roku ORLEN odebrał 19 ładunków LNG wramach kontraktów
długoterminowych zQatargas. Wolumen importu LNG zKataru
wyniósł ok. 1,74 mln ton, czyli ok. 26,5 TWh. Ponadto, w2023
roku ORLEN rozpoczął odbiór zwiększonego wolumenu wramach
kontraktu długoterminowego zCheniere Marketing International. Na
mocy tego kontraktu spółka odebrała 19 ładunków owolumenie 1,31
mln ton LNG co odpowiada ok. 20,2 TWh. Dodatkowo, ORLEN zakupił
24 dostawy spot ołącznym wolumenie 1,61 mln ton LNG, tj. ok. 24,16
TWh. Ładunki te pochodziły z: USA, Norwegii, Trynidadu iTobago
oraz Gwinei Równikowej. Dostawy spot realizowano we współpracy
zbiurem handlowym LNG wLondynie (PST).
Łącznie w2023 roku ORLEN zaimportował poprzez Terminal LNG
wŚwinoujściu 62 ładunki LNG owolumenie całkowitym 4,66 mln ton,
co odpowiada ok. 70,8 TWh gazu ziemnego po regazyfikacji.
Magazynowanie gazu
Wczerwcu 2022 roku Rada Unii Europejskiej przyjęła rozporządzenie
przewidujące konieczność 80% napełnienia podziemnych magazynów
gazu przed 1 listopada 2022 roku wkażdym kraju wspólnoty oraz
85% napełnienia na poziomie całej wspólnoty. W2023 roku ilatach
kolejnych cel dla każdego kraju wynosi już 90%. Poziom ten został
osiągnięty wPolsce już 3 sierpnia, awUnii Europejskiej 16 sierpnia
2023 roku. Poziom napełnienia magazynów gazu 1 listopada 2023
roku wPolsce wyniósł 99,5%, natomiast na poziomie całej Unii
Europejskiej 99,4%.
W2023 roku średni dobowy pobór gazu zpolskich podziemnych
magazynów gazu (PMG) wokresie odbioru (styczeń-marzec,
październik-grudzień) wyniósł 90 GWh/d, czyli o48 GWh/d więcej
niż w2022 roku. Średnie zatłaczanie gazu do magazynów wPolsce
wsezonie letnim w2023 roku (kwiecień-wrzesień) wyniosło 93 GWh/d
wobec 69 GWh/d w2022 roku.
Na koniec 2023 roku poziom napełnienia magazynów wPolsce
wyniósł 95% ibył o1 p.p. niższy od poziomu odnotowanego na
koniec 2022 roku i11 p.p. wyższy od 2021 roku. Na innych rynkach
europejskich zaobserwowano ponowne zwiększenie stanu
magazynów na koniec roku - wNiemczech stan zapełnienia wyniósł
91% wporównaniu z90% na koniec 2022 roku, wHolandii 82% po
wzroście o5 p.p. r/r, awAustrii 93% wobec 87% rok wcześniej.
4. Otoczenie
Przepływy gazu na krajowych punktach wejścia/wyjścia [TWh]
Punkt wejścia/wyjścia 2023 2022 Zmiana [%]
Dostawy zUE 18,04 56,82 -68%
wtym Lasów, Gubin (GCP) 9,62 9,97 -4%
wtym Cieszyn 1,92 3,74 -49%
wtym Mallnow 4,21 36,67 -89%
wtym Santaka (GIPL) 2,29 6,44 -64%
Baltic Pipe 76,15 7,46 921%
Dostawy ze Wschodu 5,66 46,95 -88%
wtym Drozdowicze 5,66 9,97 -43%
wtym Tieterowka 0 0,76 -100%
wtym Kondratki 0 8,08 -100%
wtym Wysokoje 0 28,15 -100%
Regazyfikacja LNG 67,21 64,17 5%
Eksport na Ukrainę (głównie Hermanowice) 6,23 5,41 15%
Eksport na Litwę 2,30 0 100%
Łączny import 167,1 175,40 -5%
Import netto 158,52 169,99 -7%
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych zSWI Gaz-System S.A.
TABELA 6
75Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Stan napełnienia magazynów wPolsce wlatach 2022 i2023
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych operatorów.
Źródło: Opracowanie własne
na podstawie danych TGE.
Towarowa Giełda Energii
ORLEN jest liderem rynku gazu wobrocie giełdowym na TGE. Zgodnie
zinformacjami opublikowanymi przez giełdę, całkowity wolumen
obrotu gazem w2023 roku wyniósł 133,1 TWh, zczego 114,9 TWh
stanowił obrót na rynku kontraktów terminowych towarowych (RTT).
Oznacza to, że około 86,3% transakcji na gaz zawieranych w2023
roku stanowiły kontrakty: roczne, sezonowe (lato, zima), kwartalne,
miesięczne oraz tygodniowe.
Wolumen obrotu gazem ziemnym w2023 roku spadł wstosunku
do 2022 roku o6,0%. W2023 roku obroty na rynku spot wyniosły
14,9 TWh na Rynku Dnia Następnego oraz 3,4 TWh na Rynku Dnia
Bieżącego gazu, co oznacza spadek względem 2022 r odpowiednio
o17,4 % i28,4 %. Wolumen na RTT gazu spadł o3,4% r/r.
Struktura kontraktów na TGE w2022 roku
i2023 roku
Wolumen obrotu na kontraktach terminowych
towarowych (RTT) na TGE w2022 roku
i2023 roku (TWh)
4. Otoczenie
Źródło:
Opracowanie
własne na
podstawie
danych TGE.
WYKRES 12
WYKRES 14
WYKRES 13
76Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
4.1.5. Tendencje na rynku gazu
ziemnego
Ceny gazu wEuropie ina świecie
Średnia cena gazu ziemnego na holenderskim hubie TTF wyniosła
w2023 roku około 41 EUR/MWh (dla produktów front month) –
co oznacza spadek oponad 68% wporównaniu do 2022 roku
Porównując te same okresy, notowania gazu ziemnego na Henry
Hub spadły do 8,4 EUR/MWh zpoziomu średnio 21 EUR/MWh (dla
produktów front month). Oznacza to, że wminionym roku spread
między tymi dwoma obszarami handlu zmniejszył się oponad 70%, tj.
oblisko 78 EUR/MWh.
Średnie miesięczne front month gazu
ziemnego na hubach Henry Hub iTTF w2022
i2023 roku
Średnie miesięczne ceny spot gazu ziemnego
wPolsce iwNiemczech w2022
i2023 roku
Źródło: Opracowanie własna na postawie danych NYMEX oraz ICE. Notowania
kontraktu ang. front month – kontrakt zdatą wykonania wnastępnym miesiącu.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE oraz EEX.
Ceny gazu wPolsce
W2023 roku średnia spotowa (RDNiBg) cena gazu wPolsce wyniosła
około 44 EUR/MWh, ookoło 81 EUR/MWh mniej niż w2022 roku.
Ceny gazu podążały za zmianami na sąsiadującym rynku niemieckim
oraz za globalną fluktuacją na rynkach. Średni spread pomiędzy
spotowymi cenami na TGE oraz na THE w2023 roku wyniósł 3,41
EUR/MWh ispadł o1,04 EUR/MWh (23%) r/r. Zanotowana zmiana
spreadu pomiędzy średnimi cenami zamknięcia na rynkach wPolsce
iwNiemczech była rezultatem uspokojenia się sytuacji rynkowej po
kryzysie energetycznym w2022 roku związanym zodcięciem dostaw
ze Wschodu. Dodatkowo wcześniejsza godzina zamknięcia giełdy
TGE względem giełd zachodnich powodowała, że ceny zamknięcia
wPolsce „nie nadążały” za wahaniami cen na pozostałych rynkach
europejskich.
4. Otoczenie
WYKRES 15 WYKRES 16
77Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Cena gazu ziemnego spot na giełdzie TGE,
TTF iTHE w2022 i2023 roku
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych TGE oraz EEX.
Energetyka
Działania związane ztransformacją energetyczną skupiają się
wznaczącej mierze na sektorze energetycznym, ponieważ jego udział
wglobalnej emisji gazów cieplarnianych jest największy. Wświetle
obecnych zmian jest już jasne, że konwencjonalne źródła energii
bazujące na paliwach kopalnych nie będą wprzyszłości opłacalne
pod względem środowiskowym i/lub ekonomicznym.
Zaczynając od najbardziej ogólnego wskaźnika, jakim jest całkowita
podaż energii, widzimy, że wykorzystanie węgla, będącego
wprzeszłości głównym składnikiem miksu energetycznego wielu
krajów, wtym Niemiec, Czech iPolski, gwałtownie maleje wobu
scenariuszach. Przewidywane obecnie daty całkowitej rezygnacji
zwykorzystania węgla wenergetyce mieszczą się wprzedziale od
2023 roku wwypadku Słowacji do 2049 roku wwypadku Polski.
Powszechne zastosowanie bardziej efektywnych technologii pozwoli
na zmniejszenie całkowitej podaży ifinalnego zużycia energii.
Wynika to zfaktu, że źródła odnawialne nie generują strat wprocesie
wytwarzania energii elektrycznej, silniki elektryczne są owiele
bardziej wydajne niż silniki spalinowe, atermomodernizacja budynków
spowoduje także znaczny spadek zapotrzebowania na energię
wsektorze budownictwa.
Kolejnym ważnym trendem wyłaniającym się zprognoz dla sektora
energetycznego jest powszechna elektryfikacja. Zapotrzebowanie
wprzyszłości będzie zaspokajane przez produkcję energii ze
źródeł odnawialnych (elektrownie wiatrowe isłoneczne), atakże –
wniektórych krajach – przez energetykę jądrową.
Elektryfikacja na tak dużą skalę wiąże się zograniczeniami
iwyzwaniami technologicznymi. Ze względu na rosnący udział
źródeł energii zależnych od pogody ipotrzebę bilansowania systemu
elektroenergetycznego integralną częścią procesu elektryfikacji musi
być rozwój technologii magazynowania energii, takich jak technologie
bateryjne iwodorowe, elektrownie szczytowo-pompowe iinne
rozwiązania.
4. Otoczenie
WYKRES 17
78Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Całkowita podaż energii [PJ]
Źródło: GAZ-SYSTEM oraz European Network of Transmission System Operators for Gas (ENTSOG).
Morskie farmy wiatrowe na świecie
Morska energetyka wiatrowa (MEW) to technologia wytwarzania
energii, która bardzo silnie rozwinęła się wostatniej dekadzie
ipostrzegana jest jako jedno zwiodących źródeł energii odnawialnej
wprzyszłości. Wdużej mierze jest to zasługą zerowej emisji CO
2
,
postępu technologicznego oraz obniżenia kosztów produkcji energii
elektrycznej. Pierwsze komercyjne morskie farmy wiatrowe odużej
mocy zaczęły powstawać około 2010 roku iod tamtej pory branża
notuje ciągły, dynamiczny rozwój. Objawia się on głównie poprzez
postęp technologiczny wzakresie rozwoju morskich turbin wiatrowych
ocoraz większych mocach jednostkowych (wzrost od około 3,6 MW
do 15 MW mocy turbin oferowanych przez liderów rynku), ico za
tym idzie – większych fundamentach instalowanych na większych
głębokościach. Skutkiem tego rozwoju jest wzrost zapotrzebowanie
na coraz większe komponenty, statki instalacyjne itp. czy przestrzeń
portów, które są je wstanie przyjąć. Wpołowie 2023 roku morskie
farmy wiatrowe na świecie miały wsumie ponad 64 GW mocy
zainstalowanej, zczego około 32,4 GW wEuropie. Liderami rynku
europejskiego są Wielka Brytania (około 14,7 GW), Niemcy (8,3 GW),
Holandia (3,9 GW), Dania (2,3 GW) oraz Belgia (2,3 MW).
Oprócz dalszego rozwoju wwymienionych krajach, branża
będzie rozwijać się również na nowych rynkach, wtym wUSA,
Francji, Tajwanie oraz Polsce. Liderami rynku znajwiększą liczbą
wybudowanych farm zpewnością pozostaną kraje europejskie
(Wielka Brytania iNiemcy), aznowych graczy USA, które obecnie
rozwija wiele nowych projektów imocno inwestuje wrozwój
własnego łańcucha dostaw. Rozwój morskiej energetyki wiatrowej
jest wspierany poprzez politykę energetyczną poszczególnych krajów
iorganizacji, takich jak Unia Europejska. Wlistopadzie 2020 roku
Komisja Europejska zaprezentowała Strategię Morskiej Energetyki
Odnawialnej, która zakłada wsparcie dla morskich farm wiatrowych
niezbędne do rozbudowy mocy zainstalowanych wUE (bez UK) do
60 GW w2030 roku i300 GW w2050 roku. Zkolei wpaździerniku
2023 roku Komisja Europejska przedstawiła europejski plan działania
wzakresie energetyki wiatrowej, którego celem jest przyspieszenie
osiągnięcia unijnych celów wzakresie klimatu oraz energii.
4. Otoczenie
WYKRES 18
79Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Rozwój morskiej energetyki wiatrowej
wPolsce
Potencjał morskiej energetyki na Morzu Bałtyckim szacowany jest
na 83 GW, zczego polskiej części, zgodnie zszacunkami Polskiego
Stowarzyszenia Energetyki Wiatrowej, przypada 33 GW. Plan
rozwoju morskich farm wiatrowych wPolsce został potwierdzony
wydaniem rozporządzenia Rady Ministrów zdnia 14 kwietnia 2021
roku wsprawie przyjęcia planu zagospodarowania przestrzennego
morskich wód wewnętrznych (PZPPOM), morza terytorialnego
iwyłącznej strefy ekonomicznej wskali 1:200 000, atakże przyjętej
wlutym 2021 roku „Polityki energetycznej Polski do 2040 roku” („PEP
2040”). Wobecnym kształcie PEP2040 przewiduje uzyskanie około
5,9 GW do 2030 iokoło 11 GW do 2040 roku. Wlutym 2021 roku
weszła również wżycie ustawa opromowaniu wytwarzania energii
elektrycznej wmorskich farmach wiatrowych, która wyznaczyła ramy
prawne realizacji morskich farm wiatrowych wpolskiej części Morza
Bałtyckiego, atakże wprowadziła dedykowany dla tych instalacji
system wsparcia.
WPolsce obecnie rozwijane są projekty, które uzyskały pozwolenia
na wznoszenie iwykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji
iurządzeń (PSzW) wlatach 2012-2013. Są to projekty Baltic Power
(ORLEN/Northland Power), Bałtyk I(Polenergia/Equinor), Bałtyk II
(Polenergia/Equinor), Bałtyk III (Polenergia/Equinor), Baltic II (RWE),
BC-Wind (EDPR/Engie), Baltica 1 (PGE), Baltica 2 iBaltica 3 (PGE/
Ørsted). Siedem zpowyższych projektów ołącznej mocy blisko
5,9 GW (Bałtyk II, Bałtyk III, Baltic II, Baltic Power, Baltica 2, Baltica
3 oraz BC-Wind) uzyskały wsparcie publiczne wpostaci kontraktu
różnicowego, gdzie podstawą rozliczenia jest cena maksymalna
wwysokości 319,60 PLN/MWh.
Wramach tzw. II fazy rozwoju offshore wind wPolsce, od listopada
2021 do października 2023 roku trwał proces dotyczący wydawania
przez Ministerstwo Infrastruktury kolejnych pozwoleń lokalizacyjnych
na 11 nowych obszarów określonych wPZPPOM, których szacowany
potencjał dla możliwych do wybudowania instalacji wynosi około
10 GW mocy. Spółki należące do Grupy ORLEN złożyły wnioski na
wszystkie obszary, ostatecznie uzyskując 5 koncesji. Kolejne 5 zostało
przyznane PGE, apostępowanie dotyczące jednej lokalizacji nie
zostało rozstrzygnięte. Wsparcie publiczne dla realizacji projektów
na bazie nowych pozwoleń będzie możliwe do uzyskania poprzez
wygranie konkurencyjnych aukcji, które są planowane wlatach 2025,
2027, 2028 oraz 2031. Łączny wolumen aukcyjny, dla którego będą
mogły zostać przyznane kontrakty różnicowe, wynosi 12 GW.
Wpaździerniku 2022 ORLEN ogłosił rozpoczęcie inwestycji portu
instalacyjnego wŚwinoujściu, który będzie gotowy do 2025 roku.
Port ten będzie obsługiwał projekt Baltic Power, realizowany przez
ORLEN oraz Northland Power. Natomiast port serwisowy dla projektu
Baltic Power będzie zlokalizowany wŁebie. Inny port instalacyjny
wPolsce, mający obsługiwać projekty morskich farm wiatrowych,
ma się znajdować wGdańsku, zkolei wśród portów serwisowych
wybranych do tej pory przez inwestorów znalazły się również Ustka
iWładysławowo.
4. Otoczenie
80Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
4.2. Otoczenie makroekonomiczne
Grupa ORLEN funkcjonuje wwarunkach zmiennego otoczenia
makroekonomicznego. Sytuacja gospodarcza na rynkach
operacyjnych Grupy ORLEN oraz notowania paliw na rynkach
światowych mają istotny wpływ na poziom konsumpcji paliw
iproduktów petrochemicznych oraz ceny ich sprzedaży.
Podstawowym wskaźnikiem odzwierciedlającym sytuację
gospodarczą jest wskaźnik PKB, który determinowany przez
konsumpcję, inwestycje oraz eksport pozwala ocenić poziom
gospodarki. Ze zmianami wskaźnika PKB zazwyczaj skorelowane są
zmiany konsumpcji paliw istopy bezrobocia.
4. Otoczenie
81Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Wskaźnik PKB ikonsumpcja paliw
4. Otoczenie
WYKRES 19
82Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
4. Otoczenie
Ceny produktów rafineryjnych ipetrochemicznych oferowanych przez
Grupę ORLEN ustalane są wwiększości przypadków woparciu oich
notowania na rynkach towarowych wyrażonych wwalutach obcych.
Koszty związane zzakupem podstawowych surowców, wtym ropy
naftowej oraz obsługi zadłużenia są również wyrażone głównie
wwalutach obcych takich jak USD czy EUR.
Dodatkowo kursy CAD iNOK mają wpływ na surowce produkowane
isprzedawane wramach działalności Grupy ORLEN wKanadzie
iNorwegii.
Wrezultacie zmiany kursów wymiany tych walut względem złotego
mają istotny wpływ na wyniki finansowe Grupy ORLEN.
Wśród czynników zewnętrznych typowych dla branży energetycznej,
rafineryjnej ipetrochemicznej kluczowe znaczenie mają następujące
parametry makroekonomiczne: notowania cen energii elektrycznej,
praw majątkowych, uprawnień do emisji CO
2
, węgla kamiennego
igazu ziemnego (będące podstawowymi paliwami produkcyjnym
wpolskim systemie elektroenergetycznym), cena ropy naftowej oraz
marże na produktach rafineryjnych ipetrochemicznych oferowanych
przez Grupę ORLEN.
Podstawowym surowcem wykorzystywanym wprocesie wytwarzania
produktów rafineryjnych ipetrochemicznych przez Grupę ORLEN jest
ropa naftowa, której światowe ceny podlegają wahaniom wefekcie
zmian wglobalnym popycie ipodaży oraz pod wpływem czynników
geopolitycznych.
Wyniki operacyjne Grupy ORLEN są wznacznym stopniu uzależnione
od różnic pomiędzy cenami rynkowymi produktów naftowych icenami
ropy naftowej oraz innych surowców niezbędnych do ich wytwarzania
– tzw. cracki. Koszty nabycia surowca iceny po jakich Grupa
ORLEN może ostatecznie sprzedać produkty rafinacji ropy naftowej
uzależnione są od wielu czynników pozostających poza jej kontrolą,
wtym m.in.:
• zmian podaży/popytu na produkty rafineryjne ipetrochemiczne,
• rozwoju mocy produkcyjnych światowej branży rafineryjnej,
• zmian wkosztach eksploatacyjnych związanych zprocesami
technologicznymi (koszty energii, mediów, remontów, transportu),
• zmian wprzepisach zzakresu ochrony środowiska iinnych, które
mogłyby się wiązać ze znacznymi wydatkami dla Grupy ORLEN.
Średni kurs walutowy
Źródło: Na podstawie kursów ustalanych przez Narodowy Bank Polski (NBP).
WYKRES 20
Średnioroczne notowania ropy Brent [USD/bbl]
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych Platts
WYKRES 21
83Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Średnioroczne marże („crack”) rafineryjne (USD/t) ipetrochemiczne (EUR/t) znotowań
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych Platts iICIS.
4. Otoczenie
WYKRES 22
84Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Wramach segmentu Rafinerii kalkulowana jest Modelowa Marża
Rafineryjna. Metody kalkulacji modelowej marży rafineryjnej
została zaprezentowana wSłowniku wybranych pojęć finansowych
wostatniej części niniejszego Sprawozdania.
Średnioroczna Modelowa Marża Rafineryjna
[USD/bbl]
Średnioroczne ceny gazu ziemnego [PLN/MWh]
Średnioroczne ceny energii elektrycznej
[PLN/MWh]
Średnioroczne ceny uprawnień do emisji CO
2
[EUR/t]
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych Platts iICIS.
Źródło: Na podstawie danych TGE.
Źródło: Na podstawie danych TGE.
Źródło: Na podstawie danych Bloomberg iPolskiego Rynku Węgla.
4. Otoczenie
WYKRES 23
WYKRES 24
WYKRES 25
WYKRES 26
Wyniki segmentu Energetyka są silnie powiązane zcenami energii
elektrycznej oraz kosztami gazu ziemnego, węgla kamiennego
iuprawnień do emisji (EUA). Dodatkowo ceny gazu ziemnego
wpływają również na poziom wyników segmentu Gaz oraz segmentu
Wydobycia wPolsce.
85Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Wyniki segmentu Wydobycie wKanadzie wdużym stopniu
uzależnione są od aktualnych notowań ropy CLS (Canadian Light
Sweet) oraz gazu AECO.
Średnioroczne ceny węgla wraz ztransportem
[PLN/GJ]
Średnioroczne notowania ropy CLS [USD/bbl]
Średnioroczne notowania AECO Natural gas
[CAD/GJ]
Źródło: Na podstawie danych Bloomberg iPolskiego Rynku Węgla.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych https://www.gljpc.com/price-
charts.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych https://www.gljpc.com/price-
charts.
4. Otoczenie
WYKRES 27
WYKRES 28
WYKRES 29
86Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Analiza wrażliwości
Analiza wrażliwości na zmiany kluczowych parametrów makroekonomicznych
1
[mln PLN]
1) Wpływ zmian powyższych parametrów został oszacowany przy założeniu braku zależności pomiędzy nimi, atakże innymi parametrami kształtującymi wyniki Grupy ORLEN. Zmiany
czynników makroekonomicznych mogą oddziaływać dodatkowo na inne elementy takie jak optymalizacja struktury koszyka produktów, kierunki sprzedaży czy stopnień wykorzystania
mocy przerobowych, co może mieć dodatkowy wpływ na wyniki działalności.
• Szacunkowy wpływ zmian modelowej marży rafineryjnej przy
założeniu mocy przerobowych Grupy ORLEN wwysokości
około 290 mln baryłek.
• Szacunkowy wpływ ropy Brent przy założeniu przerobu ropy
na poziomie 0,6 mln ton/rocznie.
• Szacunkowy wpływ zmiany marży hurtowej przy założeniu
wolumenu sprzedaży benzyn ioleju napędowego wPolsce
wwysokości około 11,6 mln ton, natomiast wpływ zmiany
marży detalicznej przy sprzedaży paliw wPolsce wwysokości
około 8,7 mld litrów.
• Szacunkowy wpływ zmiany ceny energii elektrycznej
skalkulowany przy założeniu produkcji energii elektrycznej
netto na poziomie 16,9 TWh.
• Szacunkowy wpływ zmiany ceny gazu ziemnego
skalkulowany przy założeniu sprzedaży gazu ziemnego
wsegmencie Gaz iWydobycie wPolsce
na poziomie 260,4 TWh.
• Szacunkowy wpływ zmian notowań węglowodorów
wKanadzie przy założeniu produkcji węglowodorów na
poziomie około 5,4 mln baryłek boe/rok.
• Szacunkowy wpływ zmian cen gazu ziemnego zNorwegii przy
założeniu sprzedaży wewnętrznej na poziomie 33,2 TWh.
4. Otoczenie
WYKRES 30
87Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
4.3.1. Krajowe otoczenie
regulacyjne w2023 roku
Biopaliwa
Ustawa zdnia 25 sierpnia 2006 roku obiokomponentach
ibiopaliwach ciekłych (wielokrotnie nowelizowana) określa
obowiązki wzakresie wprowadzania do obrotu biokomponentów
ibiopaliw (NCW) nakładane na producentów iimporterów paliw
transportowych. Przede wszystkim ustawa ta nakłada 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 może zostać nałożona kara, która zostanie skalkulowana
woparciu owzór zamieszczony wustawie. Na lata 2024 -2025
ustawy zmieniające ustalają wysokość NCW (tzw. poziom bazowy)
na: 1) 9,1% w2024 roku i2) 9.2% w2025 roku. Ustawa określa
przesłanki realizacji obniżonego poziomu NCW poprzez zastosowanie
współczynnika redukcyjnego, od 2024 na stałym poziomie
wwysokości 0,85%. Ustawa daje też prawo do wykonania NCW
poprzez uiszczenie opłaty zastępczej obliczanej woparciu owzór
zamieszczony wustawie, oile minimalny poziom realizacji bazowego
NCW wlatach 2024 -2025 wyniesie 85%. Woleju napędowym
minimalny udział biokomponentów to 5,2% wlatach 2024 i2025 oraz
6,2% wlatach kolejnych. Natomiast wzakresie benzyn silnikowych
od 1 stycznia 2024 roku wejdą wżycie przepisy, zgodnie zktórymi
minimalny udział biokomponentów wbenzynach silnikowych wynosi:
• 5,3% – wbenzynach silnikowych okodzie CN 2710 12 45, zczego
4,59% wynosi udział bioetanolu;
• 3,2% – wbenzynach silnikowych okodzie CN 2710 12 49.
Wkonsekwencji od 1 stycznia 2024 roku ORLEN S.A. będzie
sukcesywnie wprowadzał do obrotu benzynę silnikową
95-oktanową zzawartością do 10% biokomponentów objętościowo
(tzw. benzyna E10). Benzyna silnikowa E10 zastąpi benzynę E5
oliczbie oktanowej 95. Benzyna silnikowa E5, która zostanie
zastąpiona benzyną E10, zawiera maksymalnie do 5% objętościowo
biokomponentów (bioetanolu), podczas gdy benzyna E10 będzie
zawierała maksymalnie do 10% objętościowo biokomponentów.
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. Polska do tej pory
nie implementowała dyrektywy Parlamentu Europejskiego IRady
(UE) 2018/2001 zdnia 11 grudnia 2018 roku wsprawie promowania
stosowania energii ze źródeł odnawialnych (tzw. dyrektywa REDII)
wzakresie wjakim dotyczy ona sektora transportu. Ministerstwo
Klimatu iŚrodowiska kontynuuje wRadzie Ministrów prace
legislacyjne nad projektem ustawy implementującym ww. dyrektywę
(projekt UC 110), który zakłada m.in. coroczny wzrost poziomu
NCW, aod 2030 roku NCW wwysokości 14,8%, pozostawienie
4.3. Otoczenie regulacyjne w2023 roku
mechanizmu redukcji NCW ostałym współczynniku wwysokości 0,85
ipozostawienie tylko do końca 2029 roku możliwości realizacji NCW
poprzez opłatę zastępczą, której współczynnik zmienia się każdego
roku istopniowo maleje.
Jakość paliw transportowych iNCR
Ustawa zdnia 25 sierpnia 2006 roku osystemie monitorowania
ikontrolowania jakości paliw (wielokrotnie nowelizowana) określa
wymagania jakościowe paliw transportowanych, magazynowanych
iwprowadzonych do obrotu m.in. na stacjach paliw oraz kary za
niezachowanie wymagań jakościowych. Ustawa nakłada także
na producentów iimporterów paliw transportowych obowiązek
obniżenia emisyjności paliw stosowanych wtransporcie wstosunku
do emisji referencyjnej z2010 roku - Narodowy Cel Redukcyjny
(,,NCR”). Minimalna roczna wartość ograniczenia emisji wynosi
6%. Wprzypadku niewykonania NCR może zostać nałożona 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 roku poprzez uiszczenie opłaty
zastępczej obliczanej woparciu owzór zamieszczony wustawie, oile
minimalny poziom realizacji NCR wyniesie 1) 4,5% w2023 roku; 2) 5%
w2024 roku. Rok 2024 to ostatni rok obowiązywania mechanizmu
opłaty zastępczej.
Biometan
Strategia Grupy ORLEN zakłada, że wcelu wyprodukowania
w2030 roku ok. 1 mld m³ biogazu rocznie, zktórego będzie można
wytworzyć 0,5-0,7 mld m³ biometanu, trzeba wybudować ponad 100
dużych biometanowni. Polski ustawodawca podjął szereg działań
zmierzających do rozwoju rynku biometanu. Wśród aktów prawnych
regulujących problematykę biometanu w2023 roku należy wymienić:
• ustawę zdnia 17 sierpnia 2023 roku ozmianie ustawy
oodnawialnych źródłach energii oraz niektórych innych ustaw
(Dz. U. poz. 1762), która weszła wżycie 1 października 2023 roku.
Ustawa określiła zasady iwarunki wykonywania działalności
wzakresie wytwarzania biogazu ibiometanu (wtym rejestr
wytwórców biogazu prowadzony przez Prezesa URE), wprowadziła
definicję legalną pojęcia „biometan”, zasady wydawania gwarancji
pochodzenia dla energii zbiometanu, atakże mechanizm wsparcia
feed-in-premium. Ze wsparcia może skorzystać tylko wytwórca
takiego biometanu, który jest wprowadzany do sieci gazowej ibył
wytworzony winstalacji do 1 MW. Jeśli biometan otrzymał wsparcie,
nie można go zaliczyć do NCW. Nowelizacja zmieniła także ustawę
– Prawo energetyczne, definiując biometan, bez względu na jego
przeznaczenie, jako paliwo gazowe, które musi spełniać wymagania
jakościowe określone wtej ustawie. Zmiana ta wpłynęła również
na obowiązki koncesyjne wzakresie działalności gospodarczej
związanej zbiometanem;
4. Otoczenie
88Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
• rozporządzenie Ministra Klimatu iŚrodowiska zdnia 13 listopada
2023 roku wsprawie ceny referencyjnej biometanu (Dz. U.
poz. 2477), które weszło wżycie 22 listopada 2023 roku. Cena
referencyjne dla biometanu zbiogazu wynosi 538 PLN za 1 MWh,
adla biometanu zbiogazu rolniczego – 545 PLN za 1 MWh.
Wytwórca biometanu korzystający ze wsparcia feed-in-premium
może uzyskać dopłatę owysokości wynikającej zróżnicy pomiędzy
średnią ceną rynkową, po której sprzedawany jest biometan (nie
niższą niż średnia cena rynkowa gazu ziemnego), arównowartością
ceny referencyjnej;
• rozporządzenie Ministra Klimatu iŚrodowiska zdnia 11 grudnia 2023
roku wsprawie wzoru sprawozdania wytwórcy energii wmałej
instalacji oraz sprawozdania wytwórcy biogazu lub biometanu,
które weszło wżycie 1 stycznia 2024 roku. Wsprawozdaniu należy
wskazać ilość biogazu na potrzeby wytwarzania biometanu lub
ilość biometanu wytworzonego zbiogazu, atakże ilość irodzaj
substratów potrzebnych do ich wytworzenia. Konieczne będzie
wskazanie ilości biometanu sprzedanego zgodnie zart. 23 ust. 1
ustawy obiokomponentach ibiopaliwach ciekłych.
Gospodarka wodorowa
Strategia Grupy ORLEN do 2030 roku zakłada konsekwentny rozwój
segmentów działalności wodorowej, wszczególności wzakresie
produkcji oraz wykorzystania wodoru. Na początku 2022 roku
Minister Klimatu iŚrodowiska zapowiedział rozpoczęcie prac nad tzw.
„Konstytucją dla wodoru”, czyli pakietem legislacyjnym regulującym
iwspierającym budowę tej gałęzi gospodarki wPolsce. Wramach
zapowiedzianego procesu pod koniec 2022 roku uchwalono
szereg aktów prawnych wtym zakresie. Wdniu 1 stycznia 2023
roku weszły wżycie przepisy znowelizowanej ustawy zdnia 25
sierpnia 2006 roku osystemie monitorowania ikontrolowania
jakości paliw udoskonalające przyjęty w2021 roku system nadzoru
nad jakością wodoru przeznaczonego dla transportu. 27 lipca
2023 roku opublikowany został projekt rozporządzenia Ministra
Klimatu iŚrodowiska wsprawie wymagań dotyczących pomiarów,
rejestracji isposobu obliczania ilości wodoru odnawialnego. Projekt
rozporządzenia określa:
• wymagania dotyczące pomiarów, rejestracji isposobu obliczania
ilości wodoru odnawialnego transportowanego środkami transportu
innymi niż sieci gazowe,
• miejsce dokonywania pomiarów ilości wodoru odnawialnego
transportowanego środkami transportu innymi niż sieci gazowe;
• sposób przeliczania ilości wodoru odnawialnego transportowanego
środkami transportu innymi niż sieci gazowe na ilość energii
wyrażoną wMWh (której ustalenie będzie następnie podstawą
do wydania gwarancji pochodzenia) - biorąc pod uwagę potrzebę
zapewnienia bezpieczeństwa obrotu, dostępne technologie oraz
potrzebę ustalenia ilości wodoru odnawialnego transportowanego
środkami transportu innymi niż sieci gazowe.
Zapasy obowiązkowe ropy
naftowej ipaliw
Producenci ihandlowcy, wzamian za stopniowe zmniejszenie
obowiązku fizycznego utrzymywania zapasów, mają obowiązek
uiszczania tzw. opłaty zapasowej. Polska: realizacja harmonogramu
fizycznego utrzymywania zapasów – od dnia 31.12.2017 roku
na poziomie 53 dni, utrzymanie poziomu opłaty zapasowej na
dotychczasowym poziomie (43 PLN/t ekwiwalentu ropy naftowej i99
PLN/t gazu płynnego LPG). Zapasy interwencyjne są utrzymywane
wczęści przez producentów/handlowców (zapasy obowiązkowe),
awczęści przez Rządową Agencję Rezerw Strategicznych (zapasy
agencyjne). Czechy: zapasy obowiązkowe utrzymywane są przez
Państwową Agencję na poziomie 90 dni importu netto ropy
ifinansowane są zbudżetu państwa. Litwa: utrzymanie zapasów
odpowiadających 90 dniom średniego dziennego importu netto lub
61 dniom średniej dziennej konsumpcji krajowej (wzależności od
tego, która zwielkości jest większa). Ilość odpowiadająca co najmniej
30 dniom średniej dziennej konsumpcji krajowej jest gromadzona
iutrzymywana przez Państwową Agencję jako zapasy celowe.
Pozostała część jest utrzymywana przez przedsiębiorców.
Zapasy obowiązkowe gazu
Podmiot, który jest zobowiązany do utrzymywania zapasu
obowiązkowego gazu, może zakupić usługi magazynowania
we własnym zakresie ukrajowego lub zagranicznego operatora
systemu magazynowania ina bazie zarezerwowanych zdolności
magazynowych utworzyć zapas. Wprzypadku utrzymywania zapasu
poza granicami kraju dodatkowo konieczne jest zapewnienie mocy
przesyłowych, zabezpieczających transport gazu do krajowego
systemu przesyłowego. Alternatywną formą realizacji obowiązku
jest zlecenie utrzymywania zapasu obowiązkowego innemu
podmiotowi (tzw. usługa biletowa), wPolsce lub poza granicami
kraju świadczona przez okres 1 roku gazowego. Oferowana usługa
może być realizowana wmodelu „one stop shop” – zależnie od
decyzji klienta, wramach udzielonego pełnomocnictwa wszystkie
obowiązki informacyjne wobec ministra właściwego ds. energii,
Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki, Gas Storage Poland (operatora
systemu magazynowania) czy OGP Gaz-System S.A. (operatora
systemu przesyłowego) mogą być realizowane wramach usługi.
Klient zobowiązany jest do samodzielnej kalkulacji wielkości zapasu
obowiązkowego oraz przedłożenia ustalonej wielkości Prezesowi
URE wcelu jej weryfikacji. Po otrzymaniu decyzji Prezesa URE wtej
sprawie, klient zobowiązany jest do przekazania jej podmiotowi
utrzymującemu zapas wjego imieniu. Na terenie RP możliwe jest
utrzymywanie zapasów obowiązkowych wsiedmiu magazynach
gazu wysokometanowego (E): PMG Wierzchowice, PMG Husów, PMG
Strachocina, PMG Swarzów, PMG Brzeźnica, KPMG Kosakowo oraz
KPMG Mogilno. Aktualna pojemność czynna ww. magazynów gazu
Ewynosi 3 327,72 mln m
3
.
4. Otoczenie
89Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Regulacje dot. rynku paliw ciekłych oraz
ograniczenia tzw. „szarej strefy”
Ustawa zdnia 7 lipca 2016 roku ozmianie ustawy opodatku od
towarów iusług oraz zmianie niektórych innych ustaw (tzw. pakiet
paliwowy) oraz ustawa zdnia 22 lipca 2016 roku ozmianie ustawy
– Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw (tzw. pakiet
energetyczny). Ustawy wprowadzające szereg zmian regulujących
rynek paliw płynnych wPolsce, wtym nowe zasady rozliczania
podatku VAT od przywozu paliw płynnych do Polski oraz ścisłe
powiązanie wymagań podatkowych zwymaganiami koncesyjnymi.
Monitorowanie drogowego ikolejowego
przewozu towarów
Ustawa zdnia 9 marca 2017 roku osystemie monitorowania
drogowego ikolejowego przewozu towarów oraz obrotu paliwami
opałowymi. Celem jest dalsze ograniczanie tzw. szarej strefy whandlu
paliwami poprzez mechanizm monitorowania drogowego ikolejowego
przewozu oraz obrotu towarów uznanych za wrażliwe oraz stworzenie
systemu kontroli. Ustawa na bieżąco jest rozszerzana okolejne
mechanizmy uszczelniające itowary uznane za wrażliwe (np. paliwa
opałowe, gaz płynny (LPG), odpady).
System handlu uprawnieniami do emisji
gazów cieplarnianych
Wramach opublikowanej ustawy zdnia 16 czerwca 2023 roku
ozmianie ustawy - Prawo geologiczne igórnicze oraz niektórych
innych wdniu 28 października 2023 roku do krajowego porządku
prawnego zostały implementowane przepisy dyrektywy oEU ETS.
Zmiany ustawy zdnia 12 czerwca 2015 roku osystemie handlu
uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych rozszerzyły system
EU ETS oinstalacje spalania odpadów wzakresie ograniczonym
do monitorowania, raportowania iweryfikacji emisji. Przepisy
wprowadzają wymogi wykazania kryterium zrównoważonego rozwoju
lub kryterium ograniczenia emisji gazów cieplarnianych wprzypadku
wykorzystania przez prowadzącego instalację lub operatora
statku powietrznego biopaliw, biopłynów lub paliw zbiomasy
ze współczynnikiem emisyjności wynoszącym zero. Wydłużeniu
podlegają terminy wydawania uprawnień do emisji na rachunek
posiadania operatora oraz operatora statków powietrznych wrejestrze
Unii - do dnia 30 czerwca (zamiast 28 lutego) każdego roku, oraz
umorzenia uprawnień do emisji wdanym okresie rozliczeniowym – do
30 września (zamiast 30 kwietnia) każdego roku.
Geologia iGórnictwo
Ustawa zdnia 16 czerwca 2023 roku ozmianie ustawy – Prawo
geologiczne igórnicze oraz niektórych innych ustaw wprowadza
instrumenty prawne związane ztransformacją energetyczno-
klimatyczną, porządkuje przepisy regulujące działalność prowadzoną
na podstawie Prawa geologicznego igórniczego, usprawnia
działalność organów nadzoru górniczego oraz państwowej służby
geologicznej. Ponadto:
4. Otoczenie
90Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
• zwiększa ochronę złóż kopalin wPolsce;
• dokonuje ogólnej liberalizacji przepisów regulujących działalność
wykonywaną na podstawie ustawy Prawo geologiczne igórnicze,
poprzez poszerzenie możliwości podziemnego składowania
dwutlenku węgla (CCS), co ma sprzyjać procesom dekarbonizacji,
atakże przez wprowadzenie do ustawy szczególnych przepisów
dotyczących podziemnego bezzbiornikowego magazynowania
wodoru, co jest ważne ze względu na istotną rolę wodoru
wprocesach dekarbonizacji;
• działalność wzakresie wydobywania węglowodorów ze złóż, może
być wykonywana wpołączeniu zpodziemnym składowaniem
dwutlenku węgla, co ma wswoim założeniu poszerzyć możliwości
podziemnego składowania dwutlenku węgla (połączenie
wydobywania węglowodorów zpodziemnym składowaniem
dwutlenku węgla będzie można uznawać za postać tzw.
intensyfikacji wydobycia węglowodorów);
• reguluje się wyłączne prawo pierwszeństwa do złożenia wniosku
oudzielenie koncesji na podziemne składowanie dwutlenku węgla
(bez potrzeby likwidacji zakładu górniczego), wprzypadku gdy
przedsiębiorca posiadał koncesję na wydobywanie węglowodorów
ze złoża albo decyzję inwestycyjną, izakończył eksploatację złoża
oraz przewidział złoże lub jego część do podziemnego składowania
dwutlenku węgla.
Gospodarka odpadowa
Ustawa zdnia 14 kwietnia 2023 roku ozmianie ustawy oobowiązkach
przedsiębiorców wzakresie gospodarowania niektórymi odpadami
oraz oopłacie produktowej oraz niektórych innych ustaw. Ogólny
cel przyjętej regulacji to zmniejszenie ilości odpadów powstających
zproduktów jednorazowego użytku ztworzywa sztucznego obecnych
wśrodowisku naturalnym oraz wsparcie modelu gospodarki odpadami
oraz recyklingu opakowań powstających ztworzyw sztucznych.
Ponadto:
• Wprowadza się opłatę produktową, którą od nabywców pobierać
będą jednostki handlu detalicznego ihandlu hurtowego, wtym
jednostki gastronomiczne, za produkty jednorazowego użytku
ztworzywa sztucznego wskazane wzałączniku nr 6 do ustawy.
Dotyczy to takich produktów jak: kubki na napoje zpokrywkami
iwieczkami oraz pojemniki na żywność, wtym pojemniki typu fast
food.
• Konsumentom zapewnia się dostępność wsprzedaży opakowań
wielokrotnego użytku lub opakowań wytworzonych zmateriałów
innych niż tworzywa sztuczne.
• Zakazuje się wprowadzania do obrotu produktów jednorazowego
użytku ztworzywa sztucznego oraz produktów wykonanych
zoksydegradowalnych tworzyw sztucznych, wymienionych
wzałączniku nr 7 do ustawy (np. patyczki higieniczne, sztućce,
słomki).
• Ustawa określa nowe obowiązki związane zpojemnikami/butelkami
na napoje: stosowanie zakrętek iwieczek wykonanych ztworzyw
sztucznych do pojemników na napoje opojemności do trzech
litrów przymocowanych do tych pojemników podczas etapu
zamierzonego użytkowania napoju; zapewnienie wroku 2025 co
najmniej 25% (dotyczy butelek PET), awroku 2030 co najmniej
30% udziału tworzyw sztucznych pochodzących zrecyklingu
wbutelkach jednorazowego użytku ztworzyw sztucznych na
napoje opojemności do trzech litrów.
• Przedsiębiorcy wprowadzający na rynek produkty jednorazowego
użytku objęci zostaną systemem rozszerzonej odpowiedzialności
producenta ibędą ponosili koszty związane zwprowadzanymi
przez nich produktami. System ROP obejmie: prowadzenie
publicznych kampanii edukacyjnych, sprzątanie, uprzątanie,
transport iprzetwarzanie odpadów powstałych zwprowadzonych
przez nich produktów, gromadzenie danych isprawozdawczość
nt. wprowadzonych przez nich do obrotu produktów, atakże
zbieranych iprzetwarzanych odpadów powstałych ztych
produktów.
Ustawa zdnia 13 lipca 2023 roku ozmianie ustawy ogospodarce
opakowaniami iodpadami opakowaniowymi oraz niektórych innych
ustaw. Regulacja tworzy system kaucyjny, który służy wsparciu
osiągnięcia celu selektywnego zbierania oraz recyklingu odpadów
opakowaniowych, powstałych zopakowań produktów będących
napojami, które określone zostały wustawie.
• System kaucyjny zostanie wprowadzony wPolsce od 1 stycznia
2025 roku.
• Systemem objęte zostaną jednorazowe butelki ztworzyw
sztucznych opojemności do 3 litrów, szklane butelki wielorazowego
użytku do 1,5 litra oraz metalowe puszki opojemności do 1 litra.
• Wzałączniku nr 1 do ustawy wskazano procentowo minimalne
poziomy selektywnego zbierana opakowań iodpadów
opakowaniowych objętych systemem kaucyjnym, zaczynając od
roku 2025 ikrocząco wnastępnych latach. Butelki jednorazowego
użytku ztworzyw sztucznych na napoje opojemności do trzech
litrów, włącznie zich zakrętkami iwieczkami ztworzyw sztucznych,
zwyłączeniem szklanych lub metalowych butelek na napoje,
których zakrętki iwieczka są wykonane ztworzyw sztucznych
– 2025/77%; 2026/81%; 2027/87%; 2028-87%/ 2029 ilata
następne/90%.
• Zniesiono wymagania zgodnie zktórymi do osiągniętego poziomu
recyklingu odpadów opakowaniowych ztworzywa sztucznego
zalicza się wyłącznie recykling, wwyniku którego otrzymuje
się produkt wykonany ztworzywa sztucznego. Powyższy zapis
ograniczał metody recyklingu odpadów opakowaniowych ztworzyw
sztucznych, za które można otrzymać dokument potwierdzający
recykling (DPR), wyłącznie do metod mechanicznych, wzwiązku
zczym przyjęte rozwiązanie regulacyjne dopuszcza recykling
chemiczny odpadów ztworzyw sztucznych, jako równoprawny
zmechanicznym.
• Stanowi element wsparcia systemu ROP, wramach którego
przedsiębiorcy wprowadzający produkty wopakowaniach
są obowiązani do zagospodarowania odpadów powstałych
zwprowadzonych przez nich do obrotu opakowań.
4. Otoczenie
91Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
• ORLEN S.A. jako przedsiębiorca wprowadzający napoje
wopakowaniach objętych systemem kaucyjnym objęty zostanie
obowiązkiem osiągania poziomów selektywnego zbierania
opakowań iodpadów opakowaniowych. Będzie miał także
obowiązki sprawozdawcze wzakresie kaucji. Ewentualnie
obciążony zostanie opłatą produktową wprzypadku nieutworzenia
systemu albo nieosiągnięcia wymaganych poziomów selektywnego
zbierania. ORLEN S.A. będzie zobowiązany przystąpić/podpisać
umowę zpodmiotem reprezentującym, ipotencjalnie może być
beneficjentem dostępu do dobrej jakości surowca odpadowego
ztworzyw sztucznych imetalu, wcelu jego dalszego przetworzenia
wwyspecjalizowanych instalacjach wkierunku pozyskania dobrej
jakości recyklatu.
System teleinformatyczny Platforma
Paliwowa
Ustawa orezerwach strategicznych zdnia 17 grudnia 2020 roku
nałożyła na Rządową Agencję Rezerw Strategicznych obowiązek
budowy systemu teleinformatycznego Platforma Paliwowa. Ramy
ustawowe dla tego systemu zostały uregulowane wustawie
zdnia 10 kwietnia 1997 roku Prawo energetyczne („Prawo
energetyczne”) oraz ustawie 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”), oraz wrozporządzeniach wykonawczych. Od dnia
1 lipca 2023 roku zaczął funkcjonować system teleinformatyczny
Rządowej Agencji Rezerw Strategicznych pod nazwą „Platforma
Paliwowa”, który ma pomóc wuszczelnieniu rynku paliwowego
oraz zmniejszeniu obciążeń dla przedsiębiorców paliwowych na
nim działających. System jest odpowiedzią na problemy zgłaszane
przez przedsiębiorców wzakresie sprawozdawczości oraz
ujednoliceniem zasad stosowanych przez jednostki sektora finansów
publicznych nadzorujące rynek paliw ciekłych. Zmianie uległa forma
sprawozdawczości – zpapierowej na elektroniczną – przy zachowaniu
zakresu raportowego. Przedsiębiorcy od 1 lipca 2023 roku mogą
korzystać wyłącznie zsystemu „Platforma Paliwowa”, aby złożyć
sprawozdania iinformacje, wynikające zPrawa energetycznego, tj.:
• miesięczne sprawozdanie orodzajach oraz ilości wytworzonych,
przywiezionych iwywiezionych paliw ciekłych, atakże ich
przeznaczeniu (art. 43d ust. 1 Prawa energetycznego);
• miesięczne sprawozdanie opodmiotach zlecających usługi
magazynowania, przeładunku, przesyłania lub dystrybucji paliw
ciekłych (art. 4ba ust. 4 Prawa energetycznego);
• informacje orodzajach ilokalizacji infrastruktury paliw ciekłych
wykorzystywanej na potrzeby prowadzonej działalności (art. 43e
ust. 1 Prawa energetycznego).
Przedsiębiorcy od 1 grudnia 2023 roku mogą korzystać wyłącznie
zsystemu „Platforma Paliwowa”, aby złożyć deklaracje iinformacje,
wynikające zUstawy ozapasach, tj.:
• miesięczna deklaracja zapasowa, októrej mowa wart. 22 ust. 1
Ustawy ozapasach;
• miesięczna informacja, októrej mowa wart. 22 ust. 1c Ustawy
ozapasach (informacja omagazynowanych zapasach
obowiązkowych ihandlowych przez przedsiębiorcę wykonującego
działalność gospodarczą wzakresie magazynowania ropy naftowej
lub paliw);
• roczna informacja, októrej mowa wart. 22 ust. 3 Ustawy
ozapasach (informacja oilości zapasów obowiązkowych ropy
naftowej lub paliw, do utworzenia których są zobowiązani wdanym
roku kalendarzowym producenci ihandlowcy);
• roczna informacja, októrej mowa wart. 22 ust. 3a Ustawy
ozapasach (informacja orzeczywistych współczynnikach uzysku
zroku poprzedniego przez producentów tworzących zapasy
obowiązkowe ropy naftowej lub paliw wpostaci ropy naftowej).
Składanie sprawozdań, informacji oraz deklaracji przez system
elektroniczny jest możliwe po wcześniejszej rejestracji. Wszyscy
zobowiązani przedsiębiorcy powinni zwrócić się zwnioskiem do
Rządowej Agencji Rezerw Strategicznych ozałożenie konta wportalu,
spełniając określone warunki. Docelowo system będzie gromadzić
dane dotyczące przedsiębiorstw paliwowych zbieranych woparciu o:
• Ustawę Prawo Energetyczne;
• Ustawę ozapasach ropy naftowej, produktów naftowych igazu
ziemnego oraz zasadach postępowania wsytuacjach zagrożenia
bezpieczeństwa paliwowego państwa izakłóceń na rynku
naftowym;
• Ustawę osystemie monitorowania ikontrolowania jakości paliw;
• Ustawę obiokomponentach ibiopaliwach ciekłych.
Akty prawne związane zwdrożeniem Platformy
Paliwowej w2023 roku:
• Ustawa zdnia 28 lipca 2023 roku ozmianie ustawy – Prawo
energetyczne oraz niektórych innych ustaw;
• Rozporządzenie Ministra Klimatu iŚrodowiska zdnia 10
października 2023 roku wsprawie szczegółowych danych
umieszczanych wdeklaracji oraz informacjach przekazywanych za
pośrednictwem portalu Platforma Paliwowa;
• Rozporządzenie Ministra Klimatu iŚrodowiska zdnia 13
października 2023 roku wsprawie szczegółowych danych
umieszczanych wsprawozdaniach oraz informacjach dotyczących
paliw ciekłych, przekazywanych za pośrednictwem portalu
Platforma Paliwowa.
4. Otoczenie
92Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Pozostałe, wydane w2023 roku akty prawne
mające wpływ na działalność iwyniki
Grupy ORLEN
Ustawa zdnia 13 stycznia 2023 roku ozmianie
ustawy obezpieczeństwie morskim oraz niektórych
innych ustaw
Ustawa wprowadziła możliwość ustanowienia przez właściwego
dyrektora urzędu morskiego strefy bezpieczeństwa wokół kabli lub
rurociągów lub ich grup sięgającej nie dalej niż 500 m od każdego
punktu ich zewnętrznej krawędzi.
Ustawa zdnia 8 lutego 2023 roku ozmianie ustawy
oszczególnych rozwiązaniach wzakresie niektórych
źródeł ciepła wzwiązku zsytuacją na rynku paliw
oraz niektórych innych ustaw
Ustawa wprowadziła mechanizm stosowania ceny maksymalnej
dostawy ciepła wokresie od 1 marca 2023 roku do 31 grudnia 2023
roku ustalanej ipublikowanej przez Prezesa URE dla poszczególnych
sprzedawców ciepła wmiejskich systemach ciepłowniczych.
Ustawą dokonano zmian winnych ustawach, wtym wustawie
zdnia 10 kwietnia 1997 roku - Prawo energetyczne poprzez m.in.
wprowadzenie definicji magazynu energii imagazynowania energii,
zakazu posiadania magazynów energii przez OSD iOSP zwybranymi
wyjątkami oraz wustawie zdnia 27 października 2022 roku
ośrodkach nadzwyczajnych mających na celu ograniczenie wysokości
cen energii elektrycznej oraz wsparciu niektórych odbiorców w2023
roku poprzez wprowadzenie zmian dotyczących wyznaczania
cen, sposobu wyznaczania rekompensat dla sprzedawców
iodprowadzania odpisu przez sprzedawców będących jednocześnie
odbiorcami przemysłowymi.
Ustawa zdnia 9 marca 2023 roku ozmianie ustawy
oinwestycjach wzakresie elektrowni wiatrowych
oraz niektórych innych ustaw
Ustawa m.in. zliberalizowała tzw. zasadę 10H, poprzez umożliwienie
budowy elektrowni wiatrowych wodległości 700 m od budynków
mieszkalnych (tylko na podstawie MPZP). Wprowadzono także
możliwość partycypowania lokalnej społeczności wkorzyściach
związanych zlokalizacją elektrowni wiatrowej.
Ustawa zdnia 9 marca 2023 roku ozmianie ustawy
opostępowaniu egzekucyjnym wadministracji oraz
niektórych innych ustaw
Ustawa m.in. wprowadziła odwrotne obciążenie podatkiem
gazu wsystemie gazowym, energii elektrycznej wsystemie
elektroenergetycznym iusług wzakresie przenoszenia uprawnień
do emisji gazów cieplarnianych. Mechanizm odwrotnego obciążenia
zapewnia brak obciążania podatników pośredników podatkiem VAT.
Odwrotne obciążenie podatkiem VAT dla energii elektrycznej, gazu
ziemnego iuprawnień do emisji będzie obowiązywać od 1 kwietnia
2023 roku do 28 lutego 2025 roku.
Ustawa zdnia 9 marca 2023 roku ozmianie ustawy
oprzygotowaniu irealizacji inwestycji wzakresie
obiektów energetyki jądrowej oraz inwestycji
towarzyszących oraz niektórych innych ustaw
Ustawa wprowadziła szereg rozwiązań mających na celu usprawnienie
iprzyspieszenie procesu inwestycyjnego wzakresie budowy
elektrowni jądrowej wPolsce. Główną zmianą było przesunięcie etapu
uzyskania decyzji zasadniczej, czyli politycznej akceptacji ze strony
ministra właściwego do spraw energii, na początek cyklu uzyskiwania
wszelkich zgód administracyjnych, co minimalizuje ryzyko inwestora
związane zpotencjalnym brakiem uzyskania decyzji zasadniczej
po rozpoczęciu prowadzania zaawansowanych prac rozwojowych
iponiesienia znaczących nakładów finansowych.
Ustawa zdnia 9 marca 2023 roku ozmianie
ustawy oochronie konkurencji ikonsumentów oraz
niektórych innych ustaw
Celem zmian ustawy oochronie konkurencji ikonsumentów jest
dostosowanie krajowych przepisów antymonopolowych do dyrektywy
Parlamentu Europejskiego iRady (UE) 2019/1 zdnia 11 grudnia 2018
roku mającej na celu nadanie organom ochrony konkurencji państw
członkowskich uprawnienia do skuteczniejszego egzekwowania
prawa izapewnienia należytego funkcjonowania rynku wewnętrznego
wUE. Ustawa wprowadziła szereg zmian, które zmodyfikowały
dotychczas uregulowane instytucje prawa ochrony konkurencji,
atakże wprowadziła nowe. Wśród głównych zmian należy wymienić:
• rozszerzenie odpowiedzialności za praktyki antykonkurencyjne
na przedsiębiorców wywierających decydujący wpływ na
przedsiębiorcę, który zawarł antykonkurencyjne porozumienie lub
nadużył pozycji dominującej. Wtym zakresie ustawa przewiduje
domniemanie istnienia dominującego wpływu wprzypadku
posiadania powyżej 90% kapitału przedsiębiorcy, aprzy wyliczaniu
kar pieniężnych Prezes UOKiK będzie brał pod uwagę obrót
przedsiębiorcy wywierającego decydujący wpływ ijego grupy;
• rozszerzenie odpowiedzialności związków przedsiębiorców iich
członków. Kara pieniężna wtakim przypadku może wynieść
do 10% sumy obrotów członków prowadzących działalność na
rynku, którego dotyczyło naruszenie. Nowelizacja wprowadziła
odpowiedzialność solidarną członków organizacji za zapłatę
kary wprzypadku niewypłacalności związku zograniczeniem do
maksymalnie 10% obrotów poszczególnych członków;
• ustawa rozszerza także uprawnienia Prezesa UOKiK wprzypadku
stwierdzenia praktyki (porozumienia lub nadużycia pozycji
dominującej) omożliwość nałożenia różnych środków ocharakterze
strukturalnym wtakiej sytuacji, wtym podział przedsiębiorstwa,
zbycie majątku lub udziałów oraz inne ingerencje wstrukturę
przedsiębiorców.
Regulacja uściśla także ochronę tajemnicy obrończej wtoku kontroli/
przeszukania – komunikacji między przedsiębiorcą aniezależnym
radcą prawnym lub adwokatem.
4. Otoczenie
93Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Ustawa zdnia 13 kwietnia 2022 roku oszczególnych
rozwiązaniach wzakresie przeciwdziałania
wspieraniu agresji na Ukrainę oraz służących
ochronie bezpieczeństwa narodowego
Ustawa zdnia 13 kwietnia 2022 roku oszczególnych rozwiązaniach
wzakresie przeciwdziałania wspieraniu agresji na Ukrainę oraz
służących ochronie bezpieczeństwa narodowego uzupełnia sankcje
przyjmowane przez Unię Europejską. Na podstawie uregulowań
ustawy Ministerstwo Spraw Wewnętrznych iAdministracji prowadzi
listę sankcyjną, czyli listę osób ipodmiotów objętych sankcjami,
wtym zamrożenie wszystkich środków finansowych izasobów
gospodarczych czy wykluczenie zpostępowania oudzielenie
zamówienia publicznego lub konkursu oraz na bieżąco wydaje
decyzje administracyjne owpisaniu na listę kolejnych podmiotów
iosób. Ustawa ustanawia dodatkowe restrykcje gospodarcze,
wtym m.in. wprowadza zakaz prowadzania na terytorium RP oraz
przemieszczania węgla pochodzącego zterytorium Federacji
Rosyjskiej albo Białorusi. Dodatkowo, ustawa wprowadza sankcje
oraz odpowiedzialność karną za nieprzestrzeganie zakazów
wprowadzonych ustawą iwpewnym zakresie również sankcji
ustanawianych przez przepisy unijne.
Ustawa zdnia 14 kwietnia 2023 roku
oprzygotowaniu irealizacji inwestycji wzakresie
elektrowni szczytowo-pompowych oraz inwestycji
towarzyszących
Ustawa uprościła oraz skróciła proces inwestycyjny wzakresie
budowy lub przebudowy elektrowni szczytowo-pompowych (ESP)
oraz infrastruktury towarzyszącej m.in. poprzez: wprowadzenie decyzji
oustaleniu lokalizacji inwestycji wzakresie ESP, zaliczenie inwestycji
wzakresie ESP oraz inwestycji towarzyszącej do inwestycji celu
publicznego, uregulowanie iuproszczenie procesu pozyskiwania
tytułu prawnego do nieruchomości na potrzeby realizacji inwestycji.
Ustawa zdnia 7 lipca 2023 roku ozmianie ustawy
oprzygotowaniu irealizacji strategicznych inwestycji
wzakresie sieci przesyłowych oraz niektórych innych
ustaw
Ustawa wprowadziła dodatkowe ułatwienia wrealizacji strategicznych
inwestycji sieciowych, doprecyzowała niektóre przepisy ustawy,
awszczególności rozszerzyła katalog inwestycji do których
zastosowanie ma ta ustawa wpełnym lub ograniczonym zakresie
m.in. osieci dystrybucyjne (dotychczas dotyczyła tylko sieci
przesyłowych), wyprowadzenie mocy zniektórych jednostek
zakontraktowanych wrynku mocy oraz oinwestycje towarzyszące.
Ustawa uchyliła czasowe ograniczenie (do końca 2030 roku) dla
stosowania uproszczonych procedur do realizacji strategicznych
inwestycji wzakresie sieci przesyłowych. Ustawa wprowadziła także
zmiany wzakresie Centralnego Systemu Informacji Rynku Energii
(CSIRE) – przesunięto o9 miesięcy (do września 2024 roku) termin
na przeprowadzenie migracji, dookreślono że sprzedawcy e.e. także
mają obowiązek uczestnictwa wmigracji, rozszerzono katalog danych
przetwarzanych przez operatora wCSIRE.
Ustawa zdnia 7 lipca 2023 roku ozmianie ustawy
oplanowaniu izagospodarowaniu przestrzennym
oraz niektórych innych ustaw
Ustawa wprowadziła wymóg przyjęcia przez gminy długoterminowej
strategii zagospodarowania przestrzennego iobowiązek uchwalania
przez gminy ogólnych planów zagospodarowania przestrzennego.
Gminy będą musiały przygotować plany ogólne do końca 2025 roku.
Dodano także ograniczenie wzmianie zagospodarowania terenu
wzakresie OZE omocy wyższej niż 1000 kW oraz OZE na użytkach
rolnych klasy I-III (bez limitu mocy) iIV (zwyjątkami) - zmiana ta
następowałaby na podstawie planu miejscowego.
Ustawa zdnia 13 lipca 2023 roku ozmianie ustawy
oudostępnianiu informacji ośrodowisku ijego
ochronie, udziale społeczeństwa wochronie
środowiska oraz oocenach oddziaływania na
środowisko oraz niektórych innych ustaw
Ustawa wprowadziła obowiązek dołączenia prognozy oddziaływania
na środowisko do strategicznej oceny oddziaływania na środowisko,
adla organu właściwego do wydania decyzji ośrodowiskowych
uwarunkowaniach obowiązek przeprowadzenia analizy zgodności
lokalizacji przedsięwzięcia zustaleniami MPZP, zwyłączeniem
wskazanych inwestycji strategicznych (m.in. inwestycje wzakresie
infrastruktury portowej przeznaczonej do obsługi budowy
ieksploatacji MFW, zespołów urządzeń do wyprowadzania mocy
zMFW, budowy obiektów ESP). Dodatkowo ustawa wprowadziła
przepisy określające znacznie uproszczoną ścieżką środowiskową,
która nie wymaga pozyskania decyzji środowiskowej dla inwestycji
szczególnie strategicznych zperspektywy państwa.
Ustawa zdnia 28 lipca 2023 roku ozmianie ustawy –
Prawo energetyczne oraz niektórych innych ustaw
Ustawa dokonała implementacji przepisów aktów unijnych tj.
dyrektywy 2019/944 oraz rozporządzenia 2019/943 do polskiego
porządku prawnego. Ustawa wprowadziła m.in. przepisy dotyczące
nierynkowego ograniczenia generacji zfarm wiatrowych ifotowoltaiki,
modyfikację przepisów dotyczących linii bezpośredniej, opóźnienie
orok - z1 lipca 2024 na 1 lipca 2025 roku - uruchomienia Centralnego
Systemu Informacji Rynku Energii (CSIRE), przepisy umożliwiające
techniczną zmianę sprzedawcy energii elektrycznej wciągu 24
godzin, możliwość zawierania umów zceną dynamiczną energii
elektrycznej, przepisy dotyczące agregacji iagregatorów energii
elektrycznej, przepisy dotyczące piaskownic regulacyjnych –
odstępstwa od określonych obowiązków dla podmiotów wdrażających
innowacyjne rozwiązania. Ustawa doprecyzowuje przepisy dotyczące
zasad sprzedaży rezerwowej paliwa gazowego, atakże wskazuje, że
koszty iodszkodowania, które przeniesione na odbiorcę końcowego
wzwiązku zwypowiedzeniem umowy zawartej na czas oznaczany
nie mogą przekraczać wysokości bezpośrednich strat ekonomicznych
związanych zwypowiedzeniem tej umowy, wprowadza zasadę, że
znak towarowy operatora systemu dystrybucyjnego ioperatora
systemu magazynowania będącego częścią przedsiębiorstwa
zintegrowanego pionowo nie może wprowadzać wbłąd co
do odrębnej tożsamości przedsiębiorstwa energetycznego
wykonującego działalność gospodarczą wzakresie obrotu paliwami
gazowymi będącego częścią tego samego przedsiębiorstwa
zintegrowanego pionowo, wsposób prowadzący do ograniczenia
4. Otoczenie
94Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
konkurencji, przewiduje niezależność po względem formy prawnej
iorganizacyjnej oraz podejmowania decyzji operatora systemu
magazynowania, będącego częścią przedsiębiorstwa zintegrowanego
pionowo, wprowadza możliwość wytwarzania energii elektrycznej
przez operatorów na własne potrzeby lub wytwarzania ciepła
wramach odzyskiwania energii odpadowej zprocesów przesyłania,
dystrybucji, magazynowania paliw gazowych, skraplania gazu
ziemnego lub regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego winstalacjach
skroplonego gazu ziemnego, oraz możliwości świadczenia przez
operatora systemu przesyłowego gazowego usługi sprężania
paliwa gazowego, ułatwia kwalifikację do wyłączenia zobowiązku
rozdziału działalności dystrybucyjnej od obrotowej do podmiotów,
które obsługują mniej niż 100 tys. odbiorców (wcześniej wyłączenie
to obejmowało również przesłankę dot. ilości dystrybuowanego
paliwa gazowego), doprecyzowuje zasady przygotowywania przez
właściwych operatorów planów rozwoju infrastruktury, wprowadza
obowiązek informowania Prezesa URE orealizacji umów dotyczących
sprzedaży gazu ziemnego za granicę za ostatni kwartał.
Ustawa zdnia 16 sierpnia 2023 roku ozmianie
ustawy oszczególnych rozwiązaniach służących
ochronie odbiorców energii elektrycznej w2023 roku
wzwiązku zsytuacją na rynku energii elektrycznej
oraz niektórych innych ustaw
Ustawa zwiększyła limity zużycia energii elektrycznej dla odbiorców
uprawnionych zustawy cenowej z7 października 2022 roku (taryfa
„G”), wprzypadku których obowiązuje cena energii elektrycznej
wynikająca ztaryf zatwierdzonych na 2022 roku o1 MWh. Ustawa
obniżyła cenę maksymalną wustawie cenowej z27 października
2022 roku dla MŚP, JST iinstytucji pożytku publicznego z785 PLN/
MWh na 693 PLN/MWh od 1 października 2023 roku. Ustawa zmieniła
również przepisy dotyczące uwzględnienia wramach odpisu na
Fundusz m.in. przychodów ze sprzedaży gwarancji pochodzenia
poprzez wskazanie wprost, że odpis wynosi 97% przychodów ztego
tytułu. Wprowadzenie jednorazowej opłaty wyrównawczej na gazowy
odpis na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny.
4. Otoczenie
95Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Ustawa zdnia 17 sierpnia 2023 roku ozmianie
ustawy oodnawialnych źródłach energii oraz
niektórych innych ustaw
Ustawa wszczególności zaimplementowała dyrektywę 2018/2001
(RED II). Ustawa wprowadziła m.in. rozszerzenie zakresu nośników
energii objętych gwarancjami pochodzenia na biometan, wodór
odnawialny oraz ciepło lub chłód odnawialny, przepisy wzakresie
obowiązku przyłączenia instalacji OZE do sieci ciepłowniczej izakupu
ciepła zOZE, atakże obowiązku sporządzania oceny potencjału
systemów ciepłowniczych ichłodniczych przez OSD, zasady
zawierania umów bezpośredniej sprzedaży energii elektrycznej przez
wytwórców (PPA), zwiększyła ilość aukcji offshore z2 do 4 oraz ogólny
wolumen z5 GW na 12 GW, możliwość współdzielenia infrastruktury
przyłączeniowej przez instalacje OZE (cable pooling), nową definicję
hybrydowej instalacji OZE, system wsparcia OZE dla instalacji
zmodernizowanych oraz wsparcia operacyjnego dla instalacji, którym
upływa 15-letni okres wsparcia.
Ustawa zdnia 1 grudnia 2022 roku ozmianie ustawy
oprawach konsumenta oraz niektórych innych ustaw
Celem ustawy, która weszła wżycie 1 stycznia 2023 roku była
implementacja Dyrektywy Parlamentu Europejskiego iRady
(UE) 2019/2161 wodniesieniu do lepszego egzekwowania
iunowocześnienia unijnych przepisów dotyczących ochrony
konsumenta (tzw. „dyrektywa Omnibus”). Nowelizacja wprowadziła
zmiany m.in. wzakresie wymagań przy prowadzeniu sprzedaży
wramach e-commerce, atakże wprowadziła nowe definicje
produktu, plasowania, internetowej platformy handlowej. Co
szczególnie istotne, regulacja wprowadziła obowiązek po stronie
przedsiębiorcy wkażdym przypadku informowania oobniżeniu ceny
towaru lub usługi podawania obok informacji oobniżonej cenie
również informacji onajniższej cenie tego towaru lub usługi, jaka
była stosowana wokresie 30 dni przed wprowadzeniem obniżki, co
wymaga od przedsiębiorców podejmowania szerokich działań wcelu
dostosowania praktyk przy sprzedaży konsumentom produktów
iusług wramach sprzedaży stacjonarnej, jak iwkanale e-commerce.
Wramach tego procesu należy brać pod uwagę odpowiednie przepisy
prawne, atakże wydawane na bieżąco wyjaśnienia Prezesa Urzędu
Ochrony Konkurencji iKonsumentów oraz jego orzecznictwo.
Ustawa zdnia 7 grudnia 2023 roku ozmianie ustaw
wcelu wsparcia odbiorców energii elektrycznej,
paliw gazowych iciepła
Ustawa wprowadza obowiązek stosowania przez sprzedawców
nośników energii cen maksymalnych paliw gazowych, ciepła oraz
energii elektrycznej do dnia 30 czerwca 2024 roku wszczególności
dla odbiorców wgospodarstwach domowych oraz odbiorców
wrażliwych (katalog odbiorców uprawnionych do skorzystania
zochrony jest odrębny dla każdego znośników energii) przy czym
obowiązek zamrożenia cen energii elektrycznej dotyczy wszystkich
sprzedawców, którzy świadczą usługi na rzecz gospodarstw
domowych MŚP, JST oraz podmiotów pożytku publicznego.
Wprzypadku gospodarstw domowych do zamrożenia stawek opłat
za energię elektryczną zobligowani są także OSD. Ustanawia również
system rekompensat dla sprzedawców tych nośników energii idla
OSD ztytułu stosowania wrozliczeniach zuprawnionymi odbiorcami
cen maksymalnych, wypłacanych przez Zarządcę Rozliczeń S.A.
Jednocześnie na przedsiębiorstwa wydobywające gaz ziemny
(spółki zGrupy ORLEN) nałożono obowiązek odprowadzenia składki
gazowej na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny, która ma być źródłem
finansowania systemu rekompensat. Szacowana wysokość składki
spółek zGrupy ORLEN to ok. 15,5 mld PLN. Kalkulacja składki
gazowej dokonywana jest woparciu oilość gazu wydobytego w2022
roku oraz ceny paliw gazowych zlat 2021-2022, ajej wpłata ma
być dokonywana w6 miesięcznych równych ratach. Przepisy nie
przedłużyły obowiązku z2023 roku odprowadzania elektrycznego
odpisu na Fundusz przez wytwórców energii elektrycznej oraz
przedsiębiorstwa zajmujące się obrotem energią elektryczną na 2024
rok.
Rozporządzenie Ministra Klimatu iŚrodowiska zdnia
22 marca 2023 roku zmieniające rozporządzenie
wsprawie szczegółowych warunków funkcjonowania
systemu elektroenergetycznego
Rozporządzenie dostosowało polskie przepisy do prawa UE
wynikającego m.in. zpakietu „Czysta energia dla wszystkich
Europejczyków”. Rozporządzenie wprowadziło ogólne podstawy
prawne zmian na Rynku Bilansującym, które zostaną szczegółowo
wdrożone przez operatora systemu przesyłowego wWarunkach
Dotyczących Bilansowania (m.in. nowa struktura podmiotowa
iobiektowa RB, nowy katalog usług bilansujących, skrócenie okresu
rozliczenia z1h do 15 minut, wycena irozliczanie rezerwy operacyjnej).
Rozporządzenie wprowadziło także m.in. nowe podejście wzakresie
określenia wymagań technicznych dla nowych przyłączanych do
sieci urządzeń, instalacji isieci oraz tych już istniejących wzakresie
utrzymania dotąd obowiązujących wymagań, atakże dostosowuje
do przepisów unijnych przepisy dotyczące procedur awaryjnych
iautomatyki zabezpieczeniowej.
Rozporządzenie Ministra Finansów zdnia 20
kwietnia 2023 roku zmieniające rozporządzenie
wsprawie towarów, których przewóz jest objęty
systemem monitorowania drogowego ikolejowego
przewozu towarów oraz obrotu paliwami opałowymi
Przedmiotem rozporządzenia jest objęciem systemem SENT
niektórych kategorii odpadów zokreśleniem jakie modele dostaw tych
towarów będą objęte monitorowaniem.
Rozporządzenie Ministra Klimatu iŚrodowiska zdnia
2 maja 2023 roku wsprawie sposobu prowadzenia
rozliczeń oraz bilansowania systemu przesyłowego
gazowego wokresie uruchomienia zapasów
obowiązkowych gazu ziemnego oraz wokresie
wprowadzenia ograniczeń wpoborze gazu ziemnego
Wprowadzono mechanizm ustalania przez operatora systemu
przesyłowego gazowego lub operatora systemów połączonych
gazowych ilości gazu ziemnego, które zostały odebrane
od podmiotów zobowiązanych do utrzymywania zapasów
obowiązkowych, wkażdej dobie gazowej, wktórej doszło do ich
uruchomienia. Mechanizm ten został zróżnicowany wzależności od
tego czy zapasy obowiązkowe gazu ziemnego są utrzymywane na
terytorium Rzeczypospolitej Polskiej, czy też poza jej granicami. Ilości
gazu ziemnego odebrane przez operatora systemu przesyłowego
4. Otoczenie
96Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
gazowego rozliczane będą dobowo zprzedsiębiorstwami
energetycznymi wykonującymi działalność gospodarczą wzakresie
obrotu gazem ziemnym zzagranicą lub podmiotami dokonującymi
przywozu gazu ziemnego, których zapasy obowiązkowe gazu
ziemnego zostały uruchomione, lub zpodmiotami przyjmującymi
zlecenie wykonywania zadań wzakresie utrzymywania zapasów
obowiązkowych gazu ziemnego po cenie średniej rozliczenia
bilansowania ustalanej, dla obszaru bilansowania gazu
wysokometanowego E.
Rozporządzenie Ministra Klimatu iŚrodowiska zdnia
15 czerwca 2023 roku wsprawie szczegółowych
wymagań technicznych dla stacji gazu ziemnego
Określono szczegółowe wymagania techniczne dotyczące
bezpiecznej eksploatacji, naprawy imodernizacji stacji gazu
ziemnego. Stacja gazu ziemnego spełnia wzakresie bezpiecznej
eksploatacji szczegółowe wymagania techniczne zgodne zaktualnym
poziomem wiedzy inajlepszą praktyką, wszczególności jak
przedstawiono wnormie PN-EN ISO 16923 – Stacje tankowania gazu
ziemnego – Stacje CNG do tankowania pojazdów, jeżeli stacja gazu
ziemnego jest wyposażona wpunkty tankowania sprężonego gazu
ziemnego (CNG), lub wnormie PN-EN ISO 16924 – Stacje tankowania
gazu ziemnego – Stacje LNG do tankowania pojazdów, jeżeli stacja
gazu ziemnego jest wyposażona wpunkty tankowania skroplonego
gazu ziemnego (LNG).
Rozporządzenie Ministra Klimatu iŚrodowiska zdnia
26 czerwca 2023 roku zmieniające rozporządzenie
wsprawie wymagań jakościowych dla gazu
skroplonego (LPG)
Rozporządzenie weszło wżycie wdniu 22 lipca 2023 roku obniża
minimalną zawartość propanu wLPG z30% na 20% ijest odpowiedzią
na zgłoszony w2022 roku przez ORLEN S.A. postulat zmiany
wymagań jakościowych dla LPG, po opublikowaniu nowej europejskiej
normy obniżającej minimalną zawartość propanu wLPG z30% na
20%.
Rozporządzenie Ministra Klimatu iŚrodowiska zdnia
4 sierpnia 2023 roku wsprawie parametrów aukcji
głównej dla roku dostaw 2028 oraz parametrów
aukcji dodatkowych dla roku dostaw 2025
Rozporządzenie określiło parametry aukcji głównej na rok 2028 oraz
aukcji dodatkowych na rok 2025. Dla aukcji głównej na rok 2028
prognozowane zapotrzebowanie na moc (PZM) ustalone zostało na
5 791 MW. Dla aukcji dodatkowych na rok 2025 PZM na poszczególne
kwartały zostało wyznaczone na: Ikwartał - 3 520 MW, II kwartał
- 1 131 MW, III kwartał - 500 MW, IV kwartał - 842 MW. Dla obu aukcji
cenę wejścia nowej jednostki (CeWe) ustalono na 431 PLN/kW.
Rozporządzenie Ministra Finansów zdnia 8 sierpnia
2023 roku zmieniające rozporządzenie wsprawie
towarów, których przewóz jest objęty systemem
monitorowania drogowego ikolejowego przewozu
towarów oraz obrotu paliwami opałowymi
Przedmiotem rozporządzenia jest objęcie systemem SENT kolejnych
produktów rolnych zokreśleniem jakie modele dostaw tych towarów
będą objęte monitorowaniem.
Rozporządzenie Ministra Klimatu iŚrodowiska zdnia
14 sierpnia 2023 roku zmieniające rozporządzenie
wsprawie szczegółowych zasad kształtowania
ikalkulacji taryf oraz rozliczeń ztytułu zaopatrzenia
wciepło
Rozporządzenie ograniczyło potencjalne wzrosty cen ciepła
dla odbiorców końcowych poprzez usunięcie przepisów, które
pozwalały kształtować taryfy ciepłownicze wramach metody
kosztowej woparciu owskaźniki Prezesa URE, odzwierciedlające
średnie wzrosty kosztów prowadzenia działalności ciepłowniczej
wpoprzednich latach. Wskaźniki te będą mogły zostać ponownie
uwzględniane od 2028 roku. Dodatkowo przedsiębiorstwa
ciepłownicze wprzypadku występowania ozmianę taryfy przed
końcem jej obowiązywania będą musiały wykazać poza istotnością
zmian warunków wykonywania swojej działalności również
nieprzewidywalny charakter tych zmian.
4. Otoczenie
97Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Rozporządzenie Ministra Klimatu iŚrodowiska zdnia
28 sierpnia 2023 roku wsprawie zmiany wielkości
udziału ilościowego sumy energii elektrycznej
wynikającej zumorzonych świadectw pochodzenia
potwierdzających wytworzenie energii elektrycznej
zodnawialnych źródeł energii w2024 roku
Rozporządzenie ustaliło poziom obowiązku umarzania tzw. „zielonych
certyfikatów” w2024 roku na 5% (12% w2023 roku) i„błękitnych
certyfikatów” na 0,5% (bez zmian).
Rozporządzenie Ministra Klimatu iŚrodowiska zdnia
9 września 2023 roku zmieniające rozporządzenie
wsprawie sposobu kształtowania ikalkulacji
taryf oraz sposobu rozliczeń wobrocie energią
elektryczną
Rozporządzenie nałożyło na sprzedawców energii elektrycznej
obowiązek jednorazowego zastosowania wobec odbiorców
wgospodarstwach domowych obniżki należności za pobraną energię
elektryczną równą 12% iloczynu średniej ceny energii elektrycznej za
2022 roku dla grupy taryfowej G11 (0,414 PLN/kWh) oraz wolumenu
energii wynoszącego 2523 kWh, tj. ok. 125 PLN pod warunkiem
spełnienia przez odbiorcę co najmniej jednego zsześciu kryteriów,
wtym m.in.: wyrażenie zgód marketingowych lub na otrzymywanie
korespondencji elektronicznej; weryfikacja ipotwierdzenie ze
sprzedawcą danych; bycie prosumentem. Obniżenie należało
zastosować bez zbędnej zwłoki, najpóźniej wostatniej fakturze za
energię elektryczną za 2023 roku. Dodatkowo rozporządzenie zniosło
konieczność rozliczenia ponad umownego poboru energii biernej
iprzekroczenia mocy umownej wprzypadku, gdy ten pobór lub
przekroczenie wynikają zpolecenia operatora danego systemu lub ze
świadczenia usług na rzecz operatora.
Rozporządzenie Ministra Finansów zdnia 9
października 2023 roku zmieniające rozporządzenie
wsprawie towarów, których przewóz jest objęty
systemem monitorowania drogowego ikolejowego
przewozu towarów oraz obrotu paliwami opałowymi
Przedmiotem rozporządzenia jest objęcie systemem SENT niektórych
produktów rolnych zokreśleniem jakie modele dostaw tych towarów
będą objęte monitorowaniem.
Rozporządzenie Ministra Klimatu iŚrodowiska zdnia
13 października 2023 roku wsprawie wysokości
stawki opłaty kogeneracyjnej na rok 2024
Rozporządzenie określiło wysokość stawki opłaty kogeneracyjnej na
2024 roku wwysokości 6,18 PLN/MWh (4,96 PLN/MWh w2023 roku).
Rozporządzenie Ministra Klimatu iŚrodowiska zdnia
26 października 2023 roku wsprawie wskaźnika
emisji gazów cieplarnianych dla energii elektrycznej
w2024 roku
Rozporządzenie określa wskaźnik emisji gazów cieplarnianych dla
energii elektrycznej wroku 2024, który wynosi 178,9 gCO
2
eq/MJ.
Rozporządzenie Rady Ministrów zdnia 6 listopada
2023 roku wsprawie udostępniania informacji
idanych niezbędnych do realizacji inwestycji
wzakresie budowy obiektu energetyki jądrowej oraz
inwestycji towarzyszących
Rozporządzenie określiło zakres informacji idanych, atakże sposób
itryb ich bezpłatnego udostępniania inwestorom wenergetykę
jądrową. Informacje idane wskazane wrozporządzeniu obejmują m.in.
informacje geologiczną, meteorologiczną, hydrologiczną, geodezyjną,
sejsmologiczną, dotyczące warunków geologiczno-górniczych.
Ponadto załącznik do rozporządzenia określa listę rejestrów,
ewidencji, wykazów iarchiwów, zktórych udostępniane informacje
idane będą dostępne inwestorom.
Rozporządzenie Ministra Klimatu iŚrodowiska zdnia
7 listopada 2023 roku zmieniające rozporządzenie
wsprawie szczegółowego wykazu paliw ciekłych,
których wytwarzanie, magazynowanie lub
przeładunek, przesyłanie lub dystrybucja, obrót,
wtym obrót zzagranicą, wymaga koncesji oraz
których przywóz wymaga wpisu do rejestru
podmiotów przywożących
Zmiany wprowadzone niniejszym Rozporządzeniem obejmują
modyfikację kodów CN objętych obowiązkiem koncesyjnym
wskazanych wzakresie wytwarzania, magazynowania lub
przeładunku, przesyłania lub dystrybucji, obrotu, wtym obrotu
zzagranicą wzakresie grupy benzyn silnikowych (kod CN 3824
99 92 wzakresie alkoholu etylowego wmieszankach benzyny
zzawartością alkoholu etylowego ponad 10% (v/v) oraz wzakresie
wyłączenia dotyczącego alkoholu etylowego ipozostałych wyrobów
alkoholowych - wykreślono słowo „skażonego” i„skażonych”).
Dodatkowo zmiany dotyczą grupy biopaliwa ciekłe (dodano
nowe kody CN 2207 20 00 i3824 99 92 wzakresie alkoholu
etylowego. Rozszerzono wyłączenie wzakresie biopaliw ciekłych
stanowiących dodatki do paliw ciekłych oraz biopaliw ciekłych
przeznaczonych na cele inne niż opałowe, napędowe lub żeglugowe).
Zmiany odpowiednio dotyczą także wpisu do rejestru podmiotów
przywożących. Zmiany powodują konieczność dostosowania koncesji
paliwowych oraz wpisu do rejestru podmiotów przywożących,
jeżeli przedsiębiorcy planują wykonywać działalność gospodarczą
zwykorzystaniem wskazanych powyżej produktów.
Rozporządzenie Ministra Klimatu iŚrodowiska zdnia
8 listopada 2023 roku wsprawie ceny referencyjnej
energii elektrycznej zodnawialnych źródeł energii,
okresów obowiązujących wytwórców, którzy wygrali
aukcje, oraz referencyjnych wolumenów sprzedaży
energii elektrycznej
Rozporządzenie określiło maksymalne ceny po jakich może zostać
sprzedana energia elektryczna zinstalacji OZE wramach aukcji
OZE oraz służące do wyznaczenia cen energii elektrycznej dla
instalacji OZE wsystemach FIT iFIP. Wrozporządzeniu określono
również referencyjny wolumen sprzedaży energii elektrycznej dla
hybrydowych instalacji OZE, który jest wymagany do obliczenia ceny
referencyjnej dla hybrydowych instalacji OZE.
4. Otoczenie
98Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Rozporządzenie Rady Ministrów zdnia 21
listopada 2023 roku wsprawie wykazu inwestycji
towarzyszących polegających na przebudowie
istniejących linii elektroenergetycznych stanowiących
elementy sieci dystrybucyjnej onapięciu równym lub
wyższym niż 110 kV
Rozporządzenie określiło wykaz inwestycji towarzyszących
polegających na przebudowie istniejących linii elektroenergetycznych
stanowiących elementy sieci dystrybucyjnej onapięciu równym
lub wyższym niż 110 kV, które mogą skorzystać zwiększości
preferencyjnych przepisów ustawy zdnia 24 lipca 2015 roku
oprzygotowaniu irealizacji strategicznych inwestycji wzakresie sieci
przesyłowych.
Rozporządzenie Ministra Klimatu iŚrodowiska
zdnia 22 listopada 2023 roku wsprawie wzoru
sprawozdania zdziałań mających na celu osiągnięcie
efektywnego energetycznie systemu ciepłowniczego
Rozporządzenie określiło wzór sprawozdania zdziałań mających na
celu osiągnięcie efektywnego energetycznie systemu ciepłowniczego.
Przedsiębiorstwo energetyczne posiadające koncesję na przesyłanie
lub dystrybucję ciepła wdanej sieci przekazuje sprawozdanie
Prezesowi URE do dnia 31 marca każdego roku, przy czym pierwsze
sprawozdanie powinno być przekazane do 29 lutego 2024 roku.
Część informacji ze sprawozdania przedsiębiorstwo energetyczne
jest zobligowane opublikować na swojej stronie internetowej.
Przedsiębiorstwo wytwarzające ciepło dostarczane do sieci
ciepłowniczej przekazuje przedsiębiorstwu energetycznemu, do
którego sieci jest przyłączone, informacje niezbędne do realizacji
obowiązku sprawozdawczego wterminie do dnia 31 stycznia każdego
roku za rok poprzedni.
Rozporządzenie Ministra Klimatu iŚrodowiska zdnia
23 listopada 2023 roku zmieniające rozporządzenie
wsprawie szczegółowych zasad kształtowania
ikalkulacji taryf oraz rozliczeń wobrocie paliwami
gazowymi
Wprowadzono instytucję konta regulacyjnego dla operatorów, którego
celem jest zrekompensowanie niewystarczających lub nadmiernie
odzyskiwanych przychodów ze świadczonych usług dystrybucji
paliw gazowych, magazynowania paliw gazowych, skraplania gazu
ziemnego lub regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego (saldo tego
konta będzie uwzględniane po raz pierwszy przy ustalaniu przychodu
pokrywającego koszty uzasadnione na rok 2025), uregulowano
sposób kalkulowania stawek opłaty dystrybucyjnej dla odbiorców
przyłączonych do infrastruktury kwalifikowanej dotychczas jako
gazociąg bezpośredni lub sieć gazociągów kopalnianych, atakże
prowadzono zmiany dotyczące sposobu ustalania taryf dla usług
przesyłania paliwa gazowego.
Rozporządzenie Rady Ministrów zdnia 24 listopada
2023 roku zmieniające rozporządzenie wsprawie
wysokości jednostkowych stawek opłaty rocznej za
użytkowanie gruntów pokrytych wodami
Rozporządzenie wprowadziło dedykowaną stawkę opłaty rocznej
za użytkowanie gruntów pokrytych wodami dla kabli eksportowych
morskich farm wiatrowych wwysokości 0,02 PLN/m
2
powierzchni
wskazanej wpozwoleniu na układanie iutrzymywanie kabli.
Rozporządzenie Ministra Finansów zdnia 6
grudnia 2023 roku wsprawie metod badania oleju
napędowego oraz substancji, które mogą wpłynąć na
zmianę jego klasyfikacji
Rozporządzenie stanowi wykonanie upoważnienia ustawowego
zawartego wart. 26c ustawy zdnia 25 sierpnia 2006 roku osystemie
monitorowania ikontrolowania jakości paliw, iwprowadza:
• metody badania oleju napędowego na obecność substancji
stosowanych do znakowania lub barwienia wyrobów
energetycznych wrozumieniu ustawy zdnia 6 grudnia 2008 roku
opodatku akcyzowym;
• metody badania oleju napędowego na obecność substancji, które
mogą wpłynąć na zmianę jego klasyfikacji do właściwego kodu CN,
októrym mowa wart. 89 ust. 1 pkt 6 ustawy zdnia 6 grudnia 2008
roku opodatku akcyzowym;
• substancje wpływające na zmianę klasyfikacji.
Zmiany te mają na celu uszczelnienie systemu podatkowego
wzakresie obrotu olejem napędowym zwykorzystaniem istniejących
wsystemie prawnym rozwiązań służących kontroli jakości paliw.
Zmiana przewiduje, że Inspekcja Handlowa oprócz badania
dotychczasowych wymagań jakościowych paliw, określanych
przez ministra właściwego do spraw energii, będzie jednocześnie
dokonywała badania próbki pobranych olejów napędowych
wprowadzanych do obrotu na stacjach paliwowych oraz
gromadzonych wstacjach zakładowych wcelu ustalenia czy wolejach
napędowych nie znajdują się substancje stosowane do znakowania
ibarwienia olejów przeznaczonych na inne cele niż napędowe lub czy
zawierają one substancje pozwalające na zaklasyfikowanie do innego
kodu CN. Nowe zmiany wsystemie kontroli jakości paliw zaczęły
obowiązywać od 1 stycznia 2024 roku.
Rozporządzenie Ministra Klimatu iŚrodowiska
zdnia 9 grudnia 2023 roku wsprawie stawek
opłat produktowych dla poszczególnych rodzajów
opakowań
Rozporządzenie określa stawki opłat produktowych ztytułu
obowiązku ustawowego związanego zzapewnieniem (1) udziału
wagowego tworzyw sztucznych pochodzących zrecyklingu
wopakowaniach na napoje będących butelkami jednorazowego
użytku ztworzyw sztucznych opojemności do trzech litrów,
(2) zapewnieniem przez wprowadzającego recykling odpadów
opakowaniowych takiego samego rodzaju jak odpady opakowaniowe
powstałe ztego samego rodzaju opakowań jak opakowania,
wktórych wprowadził produkty do obrotu, wtym odpadów
4. Otoczenie
99Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Rozpoczęte w2023 roku procesy
legislacyjne aktów prawnych wpływających
na działalności iwyniki Grupy ORLEN
Projekt ustawy ozmianie niektórych ustaw wcelu
ograniczenia nieprawidłowości wobrocie niektórymi
towarami oraz usprawnienia funkcjonowania
Krajowej Administracji Skarbowej
Projektowane zmiany mają na celu wprowadzenie nowych rozwiązań
do ustawy zdnia 9 marca 2017 roku osystemie monitorowania
drogowego ikolejowego przewozu towarów oraz obrotu paliwami
opałowymi (Ustawa oSENT) oraz wzakresie ustawy zdnia 10
kwietnia 1997 roku – Prawo energetyczne (Prawo energetyczne)
wynika zdążenia do dalszego uszczelnienia systemu podatkowego
wzakresie obrotu paliwami silnikowymi takimi jak benzyny,
olej napędowy igaz płynny LPG (autogaz). Pomimo działań
podejmowanych przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki oraz
Ministra Finansów iorgany Krajowej Administracji Skarbowej (KAS)
takich jak np. 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. Dodatkowo niska jakość
oferowanych na niektórych stacjach paliw produktów ma istotny
wpływ na stan pojazdów konsumentów, którzy uiszczając cenę
za nabyty towar oczekują produktów onależytych parametrach
jakościowych. Obrót paliwami silnikowymi, zuwagi na znaczenie
dla dochodów budżetu państwa, stanowi jeden zobszarów, który
wymaga zastosowania iwykorzystania nowoczesnych rozwiązań
pozwalających na osiągnięcie pozytywnego efektu uszczelniania
systemu podatkowego przy jednoczesnym zapewnieniu jak
najmniejszych obciążeń administracyjnych. Projektowane rozwiązania
mają na celu usprawnienie procesu kontroli nad obrotem tymi wysoko
wrażliwymi wyrobami akcyzowymi przy wykorzystaniu obecnie
funkcjonujących rozwiązań prawnych 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 pozwolą na redukcję nadużyć wzakresie obrotu paliwami
ciekłymi oraz zapewnią przejrzystość obrotu wobszarach dotychczas
niemonitorowanych. Wzakresie Ustawy oSENT planowane
zmiany legislacyjne to zmiany pozwalające na wprowadzenie do
systemu prawnego obowiązku rejestracji miejsc dostarczenia
paliwa napędowego (obecnie są rejestrowane wyłącznie miejsca
dostarczenia paliwa opałowego), obowiązku przekazywania przez
stacje paliw stanu liczników urządzeń pomiarowych/odmierzaczy
zdystrybutorów, objęcie systemem SENT każdego przewozu paliwa
(analogicznie jak wprzypadku paliw opałowych – również do
podmiotów nieprowadzących działalności gospodarczej ibez względu
na ilość paliwa wprzesyłce) oraz sankcje za nieprzestrzeganie
projektowanych regulacji. Wzakresie Prawa energetycznego
najistotniejsze planowane zmiany legislacyjne to wprowadzenie
obowiązku uzyskania koncesji kolejnych grup wyrobów, objęcie
przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki nadzoru nad działalnością
stacji zakładowych, rozlewu gazu do butli oraz rozszerzenie zakresu
stosowania opłaty koncesyjnej. Planowane zmiany pozalegislacyjne
– nowy rejestr miejsc odbioru paliwa oraz wykonany interfejs
niezbędny dla przesyłania danych ostanach liczników urządzeń, przez
stacje paliw, które wybiorą możliwość ich przesyłania bezpośrednio
zPOS (point of sale) – terminali stosowanych na stacjach paliw do
obsługi transakcji sprzedaży. Wykorzystanie nowoczesnych narzędzi
informatycznych winno skutkować zmniejszeniem dotychczasowej
sprawozdawczości wtym obszarze. Uszczelnienie systemu dystrybucji
benzyn iolejów napędowych pozwoli na prowadzenie tej działalności
wpodobnych warunkach istotnie wpływając na konkurencyjność.
Dodatkowo wramach tego projektu planowana jest nowelizacja
ustawy opodatku akcyzowym polegająca na wdrożeniu Centralnej
Ewidencji Wyrobów Akcyzowych celem odejścia od dokumentacji
prowadzonej wformie papierowej na rzecz elektronicznej
dokumentacji akcyzowej.
4. Otoczenie
opakowaniowych po środkach niebezpiecznych, (3) osiągnięcia
minimalnego poziomu selektywnego zbierania opakowań iodpadów
opakowaniowych wramach systemu kaucyjnego.
Rozporządzenie Ministra Finansów zdnia 27 grudnia
2023 roku wsprawie przeprowadzania przez
funkcjonariusza Służby Celno-Skarbowej kontroli
rodzaju paliwa
Przedmiotowe rozporządzenie Ministra Finansów wprowadza
szczegółowy sposób itryb kontroli paliwa wynikający zfaktu
opublikowania rozporządzenia Ministra Finansów zdnia 28
listopada 2022 roku wsprawie znakowania ibarwienia wyrobów
energetycznych, wprowadzającego nowy wspólny znacznik
skarbowy olejów napędowych inafty. Od dnia 19 stycznia 2024
roku jedyną substancją stosowaną do znakowania wyrobów
energetycznych określonych wart. 90 ust. 1 ustawy zdnia 6 grudnia
2008 roku opodatku akcyzowym będzie znacznik onazwie
handlowej ACCUTRACE TM PLUS, przy czym do dnia 18 stycznia
2024 roku do znakowania wyrobów energetycznych można będzie
stosować znacznik Solvent Yellow 124. Cechą charakterystyczną
nowego znacznika jest konieczność jego oznaczania przy pomocy
zaawansowanych metod instrumentalnych (chromatografia gazowa),
co wymusza konieczność opracowania nowego rozporządzenia
wydanego na podstawie art. 69 ust. 6 ustawy zdnia 16 listopada
2016 roku oKrajowej Administracji Skarbowej (wzakresie sposobu
oraz trybu przeprowadzania przez funkcjonariusza Służby Celno-
Skarbowej kontroli rodzaju paliwa). Rozporządzenie określa sposób
przeprowadzenia kontroli rodzaju paliwa uwzględniający:
• specyfikę nowego znacznika;
• brak możliwości zastosowania „próby polowej” do określania
obecności markera ACCUTRACETMPLUS wpróbce paliwa;
• wykorzystanie sprzętu mobilnego Krajowej Administracji Skarbowej
służącego do przeprowadzania analiz próbek paliwa na obecność
wystąpienia substancji stosowanych do znakowania ibarwienia
wyrobów;
• sposób postępowania wokresie przejściowym (do dnia 18 stycznia
2024 roku).
100Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Projekt ustawy ozmianie ustawy Prawo
energetyczne oraz niektórych innych ustaw
zaprezentowany przez Ministerstwo Klimatu
iŚrodowiska przed etapem konsultacji publicznych
Projekt ma na celu doregulowywanie sprzedaży paliw ciekłych
dla branż specjalistycznych zuwzględnieniem ich specyfiki
iwykorzystywanej infrastruktury. Celem tej regulacji jest m.in.
jednoznaczna identyfikacja podmiotów prowadzących operacje na
paliwach ciekłych wbranży kolejowej, żeglugowej oraz lotniczej,
identyfikacja miejsc oraz sposobu prowadzenia dostaw paliw dla
tych branż, wprowadzenie instrumentów służących do analizy
ilości irodzajów paliw dostarczanych dla tych branż wdanym
roku kalendarzowym, eliminacja nielegalnych praktyk odbiorców
iprzedsiębiorców handlujących paliwami ciekłymi iwykorzystywanie
ich niezgodnie zprzeznaczeniem, eliminacja sprzedaży paliw
znaruszeniem norm jakościowych. Projekt ustawy zawiera przepisy
zzakresu:
• zmiany wzakresie nadzoru, obowiązków koncesyjnych oraz
sprawozdawczych wprzypadku dostaw paliw ciekłych dla
branży kolejowej, lotniczej oraz żeglugowej. Przeniesienie
sprawozdawczości pod całościowy nadzór Prezesa Urzędu
Regulacji Energetyki;
• umożliwienia sprzedaży paliw ciekłych zwykorzystaniem środka
transportu paliw ciekłych, wcelu zaopatrzenia wpaliwa ciekłe
jednostek pływających żeglugi morskiej, kolejnictwa oraz
statków powietrznych lotnictwa cywilnego (określenie warunków
technicznych);
• objęcia systemem monitorowania ikontrolowania jakości segmentu
paliw kolejowych;
• objęcia system monitorowania ikontrolowania jakości ciężki olejów
opałowych okodach CN, które były poza systemem.
Projekt ustawy ozasadach udzielania przez Skarb
Państwa gwarancji za zobowiązania Narodowej
Agencji Bezpieczeństwa Energetycznego
Projektowane przepisy miały na celu wprowadzenie podstawy
prawnej dla udzielania przez Skarb Państwa gwarancji za wybrane
zobowiązania finansowe Narodowej Agencji Bezpieczeństwa
Energetycznego (NABE) wmomencie przejęcia przez nią planowanych
węglowych źródeł wytwórczych. Gwarancje Skarbu Państwa wobec
NABE miały zgodnie zprojektem ustawy obejmować zobowiązania
wynikające zumów zawartych nie później niż wdniu powołania
NABE oraz transakcji związanych zzakupem uprawnień do emisji
CO
2
. Gwarancje Skarbu Państwa względem powstającej NABE,
wzwiązku zprzejęciem aktywów węglowych, miały dotyczyć zgodnie
zpropozycją przepisów pożyczek udzielanych przez spółki od których
przejmowane są wskazane aktywa. Zgodnie zpropozycją przepisów
wysokość gwarancji Skarbu Państwa opiewała na kwotę ok. 70 mld
PLN. Prace nad ustawą nie zostały zakończone w9. kadencji Sejmu.
Zuwagi na zasadę dyskontynuacji prac parlamentarnych aktualnie
projekt nie jest procedowany.
Projekt ustawy ozmianie ustawy ozapasach ropy
naftowej, produktów naftowych igazu ziemnego oraz
zasadach postępowania wsytuacjach zagrożenia
bezpieczeństwa paliwowego państwa izakłóceń na
rynku naftowym oraz niektórych innych ustaw
Celem przedmiotowego projektu jest dokonanie zmian
wdotychczasowym modelu tworzenia oraz utrzymywania zapasów
strategicznych gazu ziemnego stanowiących jeden zkluczowych
elementów, który wpływa na bezpieczeństwo oraz suwerenność
energetyczną kraju, przyczyniając się jednocześnie do wzmocnienia
oraz uszczelnienia funkcjonujących dotychczas mechanizmów
wynikających ztreści przepisów rozporządzenia Parlamentu
Europejskiego iRady (UE) 2017/1938 zdnia 25 października 2017 roku
dotyczącego zapewnienie bezpieczeństwa dostaw gazu ziemnego
iuchylającego rozporządzenie (UE) nr 994/2000. Głównym celem
reformy systemu magazynowania gazu ziemnego wPolsce jest
umiejscowienie Rządowej Agencji Rezerw Strategicznych wsystemie
zapewniającym bezpieczeństwo dostaw gazu ziemnego, zwłaszcza do
odbiorców zgrupy odbiorców chronionych poprzez wyposażenie jej
winstrumenty prawne, które umożliwią tworzenie oraz utrzymywanie
zapasów strategicznych gazu ziemnego. Zgodnie zprojektem, ilość
paliwa gazowego stanowiącego zapas strategiczny gazu będzie
określana przez ministra właściwego ds. energii na podstawie
35% ilości paliwa gazowego wysokometanowego przesłanej
zsystemu przesyłowego gazowego do systemu dystrybucyjnego
gazowego bądź do odbiorcy końcowego przyłączonego do systemu
przesyłowego gazowego oraz współczynnika korekcyjnego
bezpieczeństwa gazowego państwa, określanego również przez
ww. ministra. Sprzedawcy paliw gazowych będą zobowiązani do
odprowadzania opłaty gazowej (jej wysokość określona będzie
wdrodze rozporządzenia; maksymalną jej wysokość – 100 PLN / 1
MWh – określa ustawa) do Rządowej Agencji Rezerw Strategicznych
na podstawie ilości paliwa gazowego przesłanego zsieci przesyłowej
gazowej do odbiorców do niej przyłączonych oraz do sieci
dystrybucyjnej gazowej.
Propozycje zmian przepisów rozporządzenia
Ministra Klimatu iŚrodowiska zdnia 24 lipca 2023
roku wsprawie warunków technicznych, jakim
powinny odpowiadać bazy istacje paliw płynnych,
bazy istacje gazu płynnego, rurociągi przesyłowe
dalekosiężne służące do transportu ropy naftowej
iproduktów naftowych iich usytuowanie
Projekt wprowadza instrumenty wzakresie bezpieczeństwa
iprewencji przeciwpożarowej na terenie baz paliw ina terenie
zlokalizowania rurociągów przesyłowych dalekosiężnych służących
do transportu ropy naftowej iproduktów naftowych. Modyfikuje
zasady zachowania bezpiecznych odległości wramach infrastruktury
budowlanej na terenie baz paliw. Proponuje rozwiązania mające
na celu poprawę interoperacyjności baz paliw płynnych. Zmierza
do doprecyzowania lub wręcz uregulowania zuwagi na istniejące
braki, wzakresie operacji logistycznych prowadzonych na paliwach
lotniczych na terenie lotnisk cywilnych wPolsce. Wzakresie
eksploatacji stacji paliw płynnych propozycje zmierzają wkierunku
4. Otoczenie
101Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
ujednolicenia warunków technicznych dla usytuowania, eksploatacji
oraz zaprzestania eksploatacji tzw. mikroinstalacji paliw płynnych
(zbiornik plus urządzenie nalewcze), nie będących standardową stacją
paliw płynnych, asłużących na terytorium kraju do zaopatrywania
wpaliwa płynne (wtym min. pełniących funkcję stacji zakładowych).
Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu iŚrodowiska
wsprawie wysokości kaucji dla poszczególnych
rodzajów opakowań objętych systemem kaucyjnym
Wprojekcie proponuje się określenie wysokości kaucji dla
poszczególnych rodzajów opakowań objętych systemem kaucyjnym,
tj.:
• butelek jednorazowego użytku ztworzyw sztucznych na napoje
opojemności do trzech litrów, włącznie zich zakrętkami iwieczkami
ztworzyw sztucznych – wwysokości 0,50 PLN za jedną sztukę
opakowania,
• puszek metalowych opojemności do jednego litra – wwysokości
0,50 PLN za jedną sztukę opakowania,
• butelek szklanych wielokrotnego użytku opojemności do półtora
litra – wwysokości 0,50 PLN za jedną sztukę opakowania.
Podmioty, na które będzie oddziaływać ww. regulacja po jej
przyjęciu to przede wszystkim (1) podmioty wprowadzające
produkty wopakowaniach objętych systemem kaucyjnym, (2) osoby
nabywające wPolsce napoje, (3) jednostki handlu detalicznego.
Projekt rozporządzenia Rady Ministrów wsprawie
szczegółowych zasad itrybu wprowadzania
ograniczeń wsprzedaży paliw stałych oraz
wdostarczaniu ipoborze energii elektrycznej lub
ciepła
Rozporządzenie ma na celu uzupełnienie obecnie obowiązującego
rozporządzenia wzakresie przepisów dotyczących ustalania iwypłaty
wynagrodzenia przysługującego odbiorcy za zastosowanie się
do wprowadzonych ograniczeń wdostarczaniu ipoborze energii
elektrycznej. Specustawa dla elektrowni szczytowo-pompowych
zmieniła graniczną datę przyjęcia nowego rozporządzenia z19
czerwca 2023 roku na 19 czerwca 2025 roku. Wzwiązku ztym prace
nad rozporządzeniem zostały przerwane.
Projekt rozporządzenia Rady Ministrów wsprawie
szczegółowego zakresu przeprowadzania wstępnej
oceny terenu przeznaczonego pod lokalizację
obiektu energetyki jądrowej będącego równocześnie
obiektem jądrowym, przypadków wykluczających
możliwość uznania terenu za nadający się
do lokalizacji obiektu energetyki jądrowej
będącego równocześnie obiektem jądrowym
oraz szczegółowego zakresu wstępnego raportu
lokalizacyjnego dla takiego obiektu
Rozporządzenie ma na celu określenie zakresu przeprowadzania
wstępnej oceny terenu przeznaczonego pod lokalizację obiektu
energetyki jądrowej, obejmującego m.in. strukturę geologiczną
regionu lokalizacji, badania naprężenia tektonicznego czy
sejsmiczności lokalizacji, atakże potencjalnego wpływu działalności
człowieka prowadzonej wsąsiedztwie danej lokalizacji. Projekt
określa również przypadki wykluczające możliwość lokalizacji obiektu
energetyki jądrowej wdanej lokalizacji takie jak m.in. sąsiedztwo
potencjalnie aktywnego uskoku tektonicznego, brak odpowiedniej
jakości gruntów na których zlokalizowany ma zostać obiekt energetyki
jądrowej, sąsiedztwo budowli wodnych, którego wpływu nie da się
skompensować technicznie lub sąsiedztwo lotnisk, które powoduje
odpowiednie ryzyko uderzenia dużego samolotu cywilnego. Ostatnim
etapem procedowania projektu, według stanu na koniec 2023 roku,
są konsultacje publiczne iopiniowanie.
Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu iŚrodowiska
wsprawie szczegółowych wymagań technicznych
dla punktów bunkrowania skroplonego gazu
ziemnego (LNG).
Procedowanie nad projektem rozpoczęło się w2022 roku, jednak
projekt został skierowany w2023 roku do ponownych uzgodnień
iopiniowania. Projekt zakłada ustanowienie jednolitych przepisów
wzakresie wymagań jakie muszą zostać spełnione przez punkty
bunkrowania skroplonego gazu ziemnego (LNG); określa szczegółowe
wymagania techniczne dotyczące bezpiecznej eksploatacji, naprawy
imodernizacji punktów bunkrowania skroplonego gazu ziemnego
(LNG), rodzaje badań technicznych punktów bunkrowania skroplonego
gazu ziemnego (LNG) przeprowadzanych przez Transportowy Dozór
Techniczny oraz sposoby iterminy przeprowadzania tych badań,
zakres szkoleń potwierdzających kompetencje osób zaangażowanych
wbunkrowanie skroplonym gazem ziemnym (LNG), wysokość opłaty
za wydanie opinii oraz przeprowadzenie badania przez Transportowy
Dozór Techniczny.
Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu iŚrodowiska
zmieniającego rozporządzenie wsprawie
szczegółowych warunków funkcjonowania systemu
gazowego.
Celem projektowanych przepisów jest określenie średniej wartości
ciepła spalania paliw gazowych przesyłanych sieciami przesyłowymi
idystrybucyjnymi gazowymi. Projekt rozporządzenia rozszerza
przepisy regulujące dopuszczalne różnice wuzyskiwanych średnich
wartościach ciepła spalania wobszarach rozliczeniowych osytuacje,
wktórych wdanym obszarze wprowadzany jest biometan do sieci
gazowej. Zmiana obowiązującego rozporządzenia ma zapewnić
dynamiczny rozwój rynku biometanu iposzerzyć możliwości
przyłączania podmiotów wytwarzających biometan do systemu
gazowego.
4. Otoczenie
102Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Projekt rozporządzenia Ministra Klimatu iŚrodowiska
wsprawie wymagań dotyczących pomiarów,
rejestracji isposobu obliczania ilości biogazu,
biogazu rolniczego ibiometanu, wytworzonych
winstalacjach odnawialnego źródła energii
zodnawialnych źródeł energii itransportowanych
środkami transportu innymi niż sieci gazowe
Przepisy mają na celu umożliwienie ustalenia rzeczywistej
ilości biogazu, biogazu rolniczego ibiometanu, wytworzonych
itransportowanych środkami transportu innymi niż sieci gazowe.
Projekt określa też sposób przeliczania biogazu, biogazu rolniczego,
biometanu wytworzonego itransportowanego środkami transportu
innymi niż sieci gazowe na ilość energii wyrażoną wMWh.
Projekt rozporządzenia Ministra Rolnictwa iRozwoju
Wsi wsprawie wykonania niektórych przepisów
ustawy onawozach inawożeniu
Projekt reguluje kwestię rodzaju iwartości zanieczyszczeń
wproduktach nawozowych wytwarzanych zodpadów, jak również dla
produktów pofermentacyjnych.
4.3.2. Europejskie otoczenie
regulacyjne
Promowanie stosowania energii ze źródeł
odnawialnych
Unijna dyrektywa wsprawie promowania stosowania energii ze
źródeł odnawialnych 2018/2001 (tzw. dyrektywa RED II) określa
m.in. cele dla wykorzystania biopaliw, biogazu, paliw zbiomasy,
atakże paliw odnawialnych pochodzenia niebiologicznego (RFNBO)
ipochodzących zrecyklingu paliw węglowych (RCF). Wdniu 20
czerwca 2023 roku opublikowano (zmocą obowiązującą od 10 lipca
2023 roku) rozporządzenia delegowane Komisji (UE) 2023/1184 oraz
2023/1185 uzupełniające Dyrektywę RED II wsprawie produkcji
odnawialnych ciekłych igazowych paliw transportowych pochodzenia
niebiologicznego oraz paliw węglowych pochodzących zrecyklingu,
które regulują wymagania warunkujące możliwość certyfikacji
nośników energii jako paliw RFNBO/RCF:
• zasady określające możliwość zaliczenia jako wcałości odnawialnej
energii elektrycznej wykorzystywanej do produkcji RFNBO;
• metodykę pozwalającą na weryfikację, czy uzyskany nośnik energii
(paliwo RFNBO/ RCF) spełnia wymóg 70% redukcji emisji gazów
cieplarnianych.
7 września 2023 roku weszło wżycie rozporządzenie delegowane
Komisji (UE) 2023/1640 zdnia 5 czerwca 2023 roku, przyjęte na
podstawie Dyrektywy RED II, wsprawie metodyki wyznaczania udziału
biopaliwa ibiogazu na potrzeby transportu, będących produktem
przetwarzania we wspólnym procesie biomasy ipaliw kopalnych.
Od 30 grudnia 2023 roku stosowane jest bezpośrednio wUE
rozporządzenie wykonawcze Komisji (UE) 2022/996 zdnia 14 czerwca
2022 roku wsprawie zasad weryfikacji kryteriów zrównoważonego
rozwoju iograniczania emisji gazów cieplarnianych oraz kryteriów
niskiego ryzyka spowodowania pośredniej zmiany użytkowania
gruntów. Wdniu 31 października 2023 roku opublikowana została
Dyrektywa Parlamentu Europejskiego iRady (UE) 2023/2413 zdnia
18 października 2023 roku (tzw. RED III) skierowana do państw
członkowskich, które powinny dokonać jej implementacji wterminie
do dnia 21 maja 2025 roku (wodniesieniu do wybranych przepisów
wyjątkowo do dnia 1 lipca 2024 roku). Skoordynowane mapowanie
obszarów służących realizacji krajowych celów OZE powinno nastąpić
do 21 maja 2025 roku, aprzyjęcie planu lub planów przyspieszonego
rozwoju OZE do 21 lutego 2026 roku. Dyrektywa zakłada m.in.
• podniesienie minimalnego udziału energii ze źródeł odnawialnych
wtransporcie w2030 roku z14% na: 1) 29% udziału energii zOZE
lub 2) 14,5 % redukcji intensywności emisji gazów cieplarnianych;
• łączny udział zaawansowanych biopaliw/biogazu oraz paliw RFNBO
wsektorze transportu na poziomie 1% w2025 roku oraz 5,5%
w2030 roku, przy minimalnym udziale paliw RFNBO w2030 roku
na poziomie 1%;
• wprowadzenie celu dla paliw RFNBO wramach wodoru
wykorzystywanego wprzemyśle na poziomie 42% w2030 roku
i60% w2035 roku;
• zasady zoptymalizowania procedur wzakresie wytwarzania OZE,
wtym zbiomasy ibiogaz;
• uchylenie przepisów unijnych stanowiących podstawę dla polskiej
regulacji Narodowego Celu Redukcyjnego.
Promowanie stosowana paliw SAF
(zrównoważonych paliw lotniczych)
Wdniu 31 października 2023 roku zostało opublikowane
Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego iRady (UE) 2023/2405
zdnia 18 października 2023 roku wsprawie zapewnienia równych
warunków działania dla zrównoważonego transportu lotniczego
(ReFuelEU Aviation), które zakłada:
• stopniowe wprowadzanie obowiązku dostarczania do unijnych
portów lotniczych paliw SAF wpaliwach lotniczych udostępnianych
wtych portach;
• minimalne udziały SAF, które zaczynają obowiązywać od 2025 roku
(2%), irosną wszybkim tempie (m.in. 6% w2030 roku, 20% w2035
roku) aż do poziomu 70% w2050 roku;
• paliwa syntetyczne na bazie RFNBO, które są szczególnie
promowane poprzez dedykowany pod cel oraz stopniowy wzrost
ich znaczenia – m.in. 1,2% wlatach 2030-31, 5% w2035 roku do
35% w2050 roku;
Rozporządzenie znajdzie zastosowanie od 1 stycznia 2024 roku,
przy czym art. 4, 5, 6, 8 i10 (określające główne obowiązki) będą
miały zastosowanie od 1 stycznia 2025 roku. Do tego czasu państwa
członkowskie powinny przyjąć odpowiednie prawo krajowe.
4. Otoczenie
103Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Rozwój infrastruktury paliw alternatywnych
Wdniu 22 września 2023 roku opublikowane zostało rozporządzenie
Parlamentu Europejskiego iRady (UE) 2023/1804 zdnia 13 września
2023 roku wsprawie rozwoju infrastruktury paliw alternatywnych
iuchylenia dyrektywy 2014/94/UE (tzw. AFIR). Rozporządzenie AFIR
zastępuje Dyrektywę Parlamentu Europejskiego iRady 2014/94/UE
zdnia 22 października 2014 roku wsprawie rozwoju infrastruktury
paliw alternatywnych (tzw. AFID). Wodróżnieniu do wspomnianej
dyrektywy, AFIR będzie obowiązywał bezpośrednio wkażdym
państwie członkowskim – również wPolsce – bez potrzeby
implementacji. Regulacje ujęte wrozporządzeniu AFIR skierowane
są głównie do państw członkowskich, które będą zobowiązane do
osiągnięcia celów poprzez aktualizację krajowych ram polityki rozwoju
infrastruktury paliw alternatywnych oraz stworzenie warunków do
realizacji założeń ujętych wtym dokumencie. Rozporządzenie określa
m.in.:
• obowiązkowe krajowe wartości docelowe dotyczące
rozmieszczenia wystarczającej infrastruktury paliw alternatywnych
(m.in. stacji ładowania, stacji tankowania wodoru, punktów
tankowania skroplonego metanu) wUnii dla pojazdów drogowych,
pociągów, statków isamolotów podczas postoju;
• wspólną specyfikację techniczną iwymogi wzakresie informacji
dla użytkowników idostarczania danych oraz wymogi dotyczące
płatności wodniesieniu do infrastruktury paliw alternatywnych;
• zasady dotyczące krajowych ram polityki przyjmowanych przez
państwa członkowskie, wtym zasady rozwoju infrastruktury
paliw alternatywnych wobszarach, wktórych nie określono
obowiązkowych ogólnounijnych wartości docelowych, oraz
sprawozdawczości wzakresie rozwoju takiej infrastruktury;
• mechanizm sprawozdawczości zachęcający do współpracy
izapewniający dokładne śledzenie postępów.
Strategia zrównoważonego rozwoju UE
wzakresie chemikaliów
Przyjęta na poziomie UE strategia dążąca do stworzenia środowiska
wolnego od toksyn, będzie skutkowała m.in. zmianami Rozporządzeń
Parlamentu Europejskiego iRady nr 1272/2008 (CLP), nr 1907/2006
(REACH) oraz wprowadzi dodatkowe wymagania dla substancji
chemicznych, służących poprawie ochrony środowiska izdrowia
obywateli, jak również stymulowanie innowacji na rzecz bezpiecznych
izrównoważonych chemikaliów. Strategia zakłada m.in. rozszerzenie
ogólnego podejścia do zarządzania ryzykiem (GRA), większy
poziom ochrony użytkowników profesjonalnych, zwiększenie
wymogów informacyjnych dla substancji nisko iśrednio tonażowych,
wprowadzenie obowiązków rejestracyjnych dla określonych
polimerów, wprowadzenie nowych klas zagrożenia, wprowadzenie
rozwiązań chroniących przed połączonym oddziaływaniem
4. Otoczenie
104Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
chemikaliów, stopniowe wycofywanie zużycia wUE substancji
perfluoroalkilowych (PFAS) wprzypadkach, wktórych ich stosowanie
nie jest niezbędne, jak również uproszczenie ikonsolidację ram
prawnych dotyczących chemikaliów. Wgrudniu 2023 roku Rada
iParlament Europejski osiągnęły wstępne porozumienie wsprawie
zmiany rozporządzenia 1272/2008 (CLP), oklasyfikacji, oznakowaniu
ipakowaniu substancji chemicznych. Rozporządzenie uaktualni
przepisy obowiązujące od 2008 roku, doprecyzowując m.in. zasady
dotyczące oznakowania chemikaliów, atakże informacje wymagane
przy ich sprzedaży przez internet.
Europejski System Handlu Emisjami
(EU ETS)
Wramach rewizji europejskiego systemu handlu emisjami została
opublikowana Dyrektywa Parlamentu Europejskiego iRady (UE)
2023/959 zdnia 10 maja 2023 roku zmieniająca dyrektywę
2003/87/WE ustanawiającą system handlu przydziałami emisji
gazów cieplarnianych wUnii oraz decyzję (UE) 2015/1814 wsprawie
ustanowienia ifunkcjonowania rezerwy stabilności rynkowej
dla unijnego systemu handlu uprawnieniami do emisji gazów
cieplarnianych, która weszła wżycie wdniu 5 czerwca 2023 roku
Dyrektywa wprowadza następujące zmiany:
• Zwiększa ambicje redukcji emisji o62% do 2030 roku
wporównaniu z2005 roku, przede wszystkim poprzez
przyspieszenie tempa spadku puli uprawnień do emisji zobecnych
2,2% rocznie do 4,3% (2024-2027) i4,4% (2028-2030);
• Eliminuje nadpodaż uprawnień wobiegu izapewnienia ich
wysokich cen poprzez zaostrzenie parametrów mechanizmu
rynkowej rezerwy stabilizacyjnej (MSR), który usuwa nadwyżki
uprawnień zrynku;
• Zmienia przepisy adresujące ryzyko ucieczki emisji: wprzypadku
produktów objętych mechanizmem dostosowania cen na
granicach zuwzględnieniem emisji CO
2
(tzw. CBAM) - stopniowa
redukcja darmowych alokacji, zcałkowitym wycofaniem od 2034
roku; podniesione poziomy redukcji wartości benchmarków;
warunkowość 20% przydziału bezpłatnych uprawnień zależna od
wdrożenia przedsięwzięć efektywności energetycznej zokresem
zwrotu do 3 lat oraz wprzypadku najbardziej emisyjnych instalacji
– ustanowienia planów neutralności klimatycznej do 2050 roku;
fakultatywna alokacja 30% przydziału bezpłatnych uprawnień
do emisji dla systemów ciepłowniczych wwybranych państwach
członkowskich (wtym wPolsce) uzależniona od przygotowania
planu neutralności klimatycznej zokreśloną wartością inwestycji,
osiągnięcia wskazanych celów ikamieni milowych;
• Stopniowo wycofuje bezpłatne uprawnienia dla lotnictwa (100%
uprawnień na aukcji od 2026 roku), stopniowa integracja wramach
systemu kompensacji iredukcji emisji dwutlenku węgla dla
lotnictwa międzynarodowego (CORSIA);
• Integracja transportu morskiego od 2025 roku - statki opojemności
brutto powyżej 5 000 jednostek wodniesieniu do emisji CO
2
oraz
od 2026 roku – metanu ipodtlenku azotu; ograniczone derogacje
iśrodki adresujące problem ucieczki emisji, ale wykluczające
darmową alokację;
• Mechanizm zapobiegający nadmiernym zmianom cen uprawnień
na rynku. Rozszerzone wymogi dotyczące ujawniania informacji,
monitoring rynku iraportowanie pod kątem nieprawidłowości.
Wprowadza nowy, odrębny system handlu uprawnieniami do emisji dla
sektorów, budynków, transportu drogowego isektorów dodatkowych
(tzw. ETS 2):
• System odseparowany od dotychczasowego ETS, zoddzielnym
limitem uprawnień icelem redukcji emisji (o42 % do 2030 vs. 2005
roku). Tempo spadku puli uprawnień do emisji wynosi 5,10 % rocznie
od 2024 roku oraz 5,38 % od 2028 r. System reguluje dostawców
paliw, anie konsumentów końcowych;
• Punkt regulacyjny wyznacza „dopuszczenie do konsumpcji”
paliw przez „podmioty objęte regulacją” (odpowiedzialne za
opłaty akcyzowe, np. składy podatkowe czy dostawcy paliw)
wykorzystywanych do spalania wsektorach: budowlanym,
transportu drogowego oraz wsektorach dodatkowych (głównie
mały przemysł, dotychczas poza EU ETS);
• Możliwość zastosowania jednorazowego hamulca awaryjnego
– jeżeli ceny ropy igazu są zbyt wysokie, ETS2 zostanie
wprowadzony rok później (od 2028 roku). Dodatkowe
zabezpieczenie wformie mechanizmu stabilizacji cen, który
przewiduje przeniesienie uprawnień zMSR, jeżeli ceny uprawnień
przekroczą 45 EUR/t CO
2
eq.
Określa środki finansowe:
• Uruchomienie Społecznego Funduszu Klimatycznego od 2026 roku
wcelu wsparcia odbiorców wrażliwych;
• Wszystkie przychody zaukcji uprawnień, które trafiają do krajowych
budżetów, mają być przeznaczone na cele klimatyczne;
• Zwiększona pula środków wramach Funduszu Innowacyjności.
Wsparcie na innowacje wnisko izeroemisyjne technologie, procesy
wsektorach objętych ETS 1 iETS2;
• Powiększenie Funduszu Modernizacyjnego z2% ododatkową
pulę 2,5% uprawnień do emisji wETS, ale zwłączeniem do puli
dodatkowych krajów (Grecja, Portugalia iSłowenia). Nieznacznie
zmodyfikowane kierunki wydatkowania środków;
• Wsparcie dla technologii dekarbonizacyjnych wdrodze przetargów
konkurencyjnych takich jak kontrakty różnicowe (CfD), węglowe
kontrakty różnicowe (CCfD) ikontrakty ‘fixed premium’.
Akty wykonawcze związane zEU ETS
Rozporządzenie Wykonawcze Komisji (UE)
2023/2122 zdnia 12 października 2023 roku
zmieniające rozporządzenie wykonawcze Komisji
(UE) 2018/2066 wodniesieniu do aktualizacji
monitorowania iraportowania wzakresie emisji
gazów cieplarnianych na podstawie dyrektywy
2003/87/WE Parlamentu Europejskiego iRady
Rozporządzenie wprowadza:
• zmiany dotyczące aktualizacji wymagań dotyczących monitorowania
iraportowania wielkości emisji przez prowadzących instalację EU
ETS oraz operatorów statków powietrznych;
4. Otoczenie
105Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
• nowe wymagania dotyczące monitorowania iraportowania
wielkości emisji przez podmioty objęte EU ETS 2, przede wszystkim
wsektorze transportu drogowego, budownictwa oraz sektorów
dodatkowych.
Rozporządzenie delegowane Komisji (UE) 2023/2830
zdnia 17 października 2023 roku uzupełniające
dyrektywę 2003/87/WE Parlamentu Europejskiego
iRady przez ustanowienie przepisów dotyczących
harmonogramu, kwestii administracyjnych oraz
pozostałych aspektów sprzedaży na aukcji
uprawnień do emisji gazów cieplarnianych
Rozporządzenie odnosi się do harmonogramu, administracji iinnych
aspektów aukcji uprawnień do emisji. Zmiany przepisów dotyczą:
• ustalania wielkości sprzedaży uprawnień na aukcji tak, aby
odzwierciedlić rozszerzenie zakresu ETS na sektor morski;
• szczegółowych przepisów związanych zwprowadzeniem ETS 2;
• licytacji uprawnień przeznaczonych dla Funduszu Innowacji,
Instrumentu na rzecz Odbudowy iZwiększania Odporności (RRF),
Socjalnego Funduszu Klimatycznego (SCF) oraz RepowerEU.
Rozporządzenie delegowane Komisji (UE)
2023/2904 zdnia 25 października 2023 roku
zmieniające rozporządzenie delegowane (UE)
2019/1122 uzupełniające dyrektywę 2003/87/WE
Parlamentu Europejskiego iRady wodniesieniu do
funkcjonowania rejestru Unii
Rozporządzenie odzwierciedla zmiany dyrektywy EU ETS wzakresie
aktualizacji rejestru iustanowienia szczegółowych zasad dotyczących
rachunków posiadania, umarzania uprawnień wodniesieniu do
podmiotów regulowanych prowadzących działalność objętą ETS2.
Wpozostałym zakresie akt reguluje kwestie związane zwłączeniem
do unijnego systemu emisji ztransportu morskiego od 2024 roku
oraz zmiany dotyczące transportu lotniczego. Wprowadzone są nowe
daty zgodności - umorzenia uprawnień: 30 września dla operatorów
morskich, lotniczych oraz instalacji stacjonarnych, 31 maja - dla
podmiotów regulowanych wramach ETS2.
Rozporządzenie wykonawcze Komisji (UE) 2023/2441
zdnia 31 października 2023 roku ustanawiające
zasady stosowania dyrektywy 2003/87/WE
Parlamentu Europejskiego iRady wodniesieniu
do treści iformatu planu neutralności klimatycznej
niezbędnego do przydziału bezpłatnych uprawnień
do emisji
Rozporządzenie określa treść iformat planu neutralności klimatycznej,
które mają zostać opracowane wcelu uzyskania warunkowego
przydziału bezpłatnych uprawnień przez operatorów instalacji,
wprzypadku których poziom emisji gazów cieplarnianych jest wyższy
niż 80. percentyl wodniesieniu do poziomu emisji dla odpowiednich
wskaźników emisyjności dla produktów. Plany neutralności
klimatycznej powinny być również opracowane przez operatorów
sieci ciepłowniczych ubiegających się ofakultatywny, dodatkowy
przydział bezpłatnych uprawnień dla instalacji sieci ciepłowniczych
wniektórych państwach członkowskich.
Rozporządzenie wykonawcze Komisji (UE)
2023/2606 zdnia 22 listopada 2023 roku
zmieniające rozporządzenie wykonawcze
(UE) 2020/1001 ustanawiające szczegółowe
zasady stosowania dyrektywy 2003/87/WE
Parlamentu Europejskiego iRady wodniesieniu
do funkcjonowania funduszu modernizacyjnego
wspierającego inwestycje wmodernizację systemów
energetycznych oraz poprawę efektywności
energetycznej niektórych państw członkowskich
Rozporządzenie dostosowuje szczegółowe zasady dotyczące
funkcjonowania funduszu modernizacyjnego do zmian dyrektywy
2003/87/WE, wszczególności przewiduje dodatkowe środki
pochodzące ze sprzedaży na aukcji 2,5% całkowitej liczby
uprawnień do emisji wramach EU ETS wlatach 2024-2030 (ponad
te przewidziane już wdyrektywie EU ETS wpływy ze sprzedaży 2%
całkowitej liczby uprawnień wlatach 2021-2023). Przepisy rozszerzają
zakres inwestycji priorytetowych między innymi na infrastrukturę na
potrzeby mobilności bezemisyjnej, ale zdrugiej strony ograniczają
wykorzystanie dochodów na inwestycje związane zgazowymi
paliwami kopalnymi do zgodnych zkryteriami dotyczącymi zasady „nie
czyń poważnych szkód”.
Zmiany rozporządzenia delegowanego Komisji (UE)
2019/331 zdnia 19 grudnia 2018 roku wsprawie
ustanowienia przejściowych zasad dotyczących
zharmonizowanego przydziału bezpłatnych
uprawnień do emisji wcałej Unii na podstawie
art. 10a dyrektywy 2003/87/WE Parlamentu
Europejskiego iRady
Komisja Europejska rozpoczęła proces rewizji rozporządzenia
2019/331 wsprawie darmowej alokacji. Główne elementy rewizji
zakładają nowe przepisy dotyczące przydziału 20% darmowych
alokacji uwarunkowanej przedstawieniem planów neutralności
klimatycznej wprzypadku podinstalacji najmniej efektywnych pod
względem emisyjności oraz realizacją przedsięwzięć efektywności
energetycznej zokresem zwrotu do 3 lat. Dodatkowo zaproponowano
usunięcie zamienności paliw ienergii elektrycznej, co umożliwia
przydział darmowych alokacji dla produkcji zielonego wodoru. Po
zakończeniu konsultacji publicznych, przyjęcie zmienionych przepisów
planowane jest na styczeń, aich publikacja wDzienniku Urzędowym
UE na marzec 2024 roku. Zmiany mają obowiązywać nowe instalacje
od 1 stycznia 2024 roku. Większość zmian dotyczących istniejących
instalacji wejdzie wżycie od 2026 roku.
4. Otoczenie
106Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Graniczny mechanizm dostosowania cen pod
względem emisji (CBAM)
Wdniu 16 maja 2023 roku opublikowane zostało Rozporządzenie
Parlamentu Europejskiego iRady (UE) 2023/956 z10 maja 2023
roku ustanawiające mechanizm dostosowania cen na granicach
zuwzględnieniem emisji CO
2
, które wprowadza system regulacyjny,
którego celem jest zmniejszanie ryzyka ucieczki emisji gazów
cieplarnianych wnarażonych na nie sektorach ipodsektorach.
System przewiduje opłaty na granicy UE przy imporcie produktów
stalowych, zżelaza, cementu, aluminium, nawozów sztucznych,
energii elektrycznej iwodoru zkrajów spoza UE zwyłączeniem
tych, które wprowadziły system EU ETS (Szwajcaria, Norwegia,
Liechtenstein, Islandia) iterytoriów zamorskich UE od 2026 roku.
Opłaty emisyjne zastąpią dotychczasowy mechanizm przejściowego
przydziału bezpłatnych uprawnień do emisji wramach systemu handlu
uprawnieniami do emisji. Zakres emisji wbudowanych podlegający
kalkulacji opłaty CBAM obejmujący emisje bezpośrednie oraz emisje
pośrednie (zwyłączeniem towarów objętych rekompensatami
kosztów pośrednich). Przewidziane są derogacje dla przepływów
handlowych towarów oniewielkiej wartości (150 EUR na przesyłkę).
Wdniu 19 września 2023 roku opublikowane zostało Rozporządzenie
wykonawcze Komisji (UE) 2023/1773 zdnia 17 sierpnia 2023
roku ustanawiające zasady stosowania rozporządzenia CBAM
wodniesieniu do obowiązków sprawozdawczych do celów
mechanizmu dostosowania cen na granicach zuwzględnieniem emisji
CO
2
wokresie przejściowym, które określa obowiązki sprawozdawcze
do celów CBAM wokresie przejściowym: od 1 października 2023
roku do 31 grudnia 2025 roku. Wokresie przejściowym importer
lub wskazany przez importera pośredni przedstawiciel celny jest
zobowiązany składać sprawozdania CBAM dotyczące ilości towarów
przywożonych, bezpośrednich ipośrednich emisji wbudowanych
związanych ztymi towarami oraz wszelkich opłat emisyjnych
należnych za te emisje, wtym opłat emisyjnych należnych za emisje
wbudowane związane zodpowiednimi prekursorami.
Efektywność energetyczna
Wdniu 20 września 2023 roku opublikowana została Dyrektywa
Parlamentu Europejskiego iRady (UE) 2023/1791 zdnia 13 września
2023 roku wsprawie efektywności energetycznej oraz zmieniająca
rozporządzenie (UE) 2023/955 (wersja przekształcona), która
zakłada m.in. cel UE zmniejszenia końcowego zużycia energii wUE
o11,7% do 2030 roku (wstosunku do poziomów z2020 roku).
Państwa Członkowskie powinny dołożyć starań aby w2030 roku
unijne zużycia energii pierwotnej nie przekraczało 992,5 Mtoe.
Wprowadzony został również obowiązek ustalenia orientacyjnego
wkładu wdziałania na rzecz osiągnięcia wskaźników efektywności
energetycznej woparciu oobiektywne kryteria na poziomie Państw
Członkowskich wramach KPEiK. Dyrektywa wyznacza również
cele zwiększenia rocznych wskaźników oszczędności energii
zpoziomu 0,8% (obecnie) do 1,3% (2024-2025), następnie 1,5%
(2026-2027) i1,9% od 2028 roku. Oznacza to zwiększenie celu
efektywnościowego do poziomu średnio 1,49% rocznie wlatach 2024-
2030. Zmianie ulega definicja efektywnego systemu ciepłowniczego
oraz kryteria określające wysokosprawną kogenerację. Celem
jest zwiększanie efektywnego zużycia energii wdostawach ciepła
lub chłodu, wsystemach ciepłowniczych poprzez zwiększenie
4. Otoczenie
107Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
obowiązkowego udziału ciepła zOZE lub ciepła odpadowego lub
ciepła pochodzącego zkogeneracji. Nowe jednostki, aby spełnić
wymogi zdefinicji wysokosprawnej kogeneracji, oprócz oszczędności
na poziomie co najmniej 10% wporównaniu do oddzielnej produkcji
energii elektrycznej iciepła, będą musiały wykazywać się również
emisyjnością poniżej 270 gCO
2
/kWh, natomiast starsze jednostki
mogą być objęte odstępstwem od kryteriów emisyjnych do 1 stycznia
2034 roku.
Reforma rynku energii elektrycznej (Electricity
Market Design)
W2023 roku Komisja Europejska przedstawiła projekt rozporządzenia
Parlamentu Europejskiego iRady zmieniającego rozporządzenia
(UE) 2019/943 i(UE) 2019/942 oraz dyrektywy (UE) 2018/2001 i(UE)
2019/944 wraz zprojektem nowelizacji rozporządzenia (UE) 1227/2011
tzw. REMIT wcelu udoskonalenia struktury unijnego rynku energii
elektrycznej. Reforma to długofalowa odpowiedź UE na kryzys
energetyczny z2022 roku. Jej głównym założeniem jest poprawa
ochrony konsumentów przed gwałtownymi wzrostami cen energii
elektrycznej, zwiększenie stabilności iprzewidywalności kosztów
energii elektrycznej, atym samym zwiększenie konkurencyjności
gospodarki UE oraz rozwój nowych, niskoemisyjnych inwestycji
energetycznych. Reforma przewiduje wsparcie nowych jednostek
wytwórczych wykorzystujących energię słoneczną, wiatrową,
geotermalną, wodną (zelektrowni bezzbiornikowych) oraz jądrową
poprzez dwustronny kontrakt różnicowy lub inny równoważny
system wsparcia, spełniający takie same cele. Wcelu promowania
umów PPA (Power Purchase Agreement) Komisja zaproponowała
wprowadzenie gwarancji państwowych, minimalizujących ryzyko
niewypłacalności odbiorcy, będącego stroną umowy PPA. Rada
UE zostanie uprawniona, na podstawie wniosku Komisji, do
ogłoszenia regionalnego lub okołounijnego kryzysu energetycznego
wprzypadku gwałtownego wzrostu cen energii elektrycznej na rynku
hurtowym lub detalicznym. Państwa członkowskie, po spełnieniu
określonych warunków, będą mogły dopuścić do udziału wrynku
mocy do 31 grudnia 2028 roku jednostki wytwórcze niespełniające
limitu emisji wynoszącego 550g CO
2
/MWh, jednak derogacja ta
dotyczyć będzie jednostek wytwórczych, które rozpoczęły produkcję
komercyjną przed 4 lipca 2019 roku. Reforma proponuje również
wprowadzenie nowego systemu wsparcia bezemisyjnej elastyczności
lub dostosowanie parametrów istniejącego mechanizmu mocowego,
jeżeli dane Państwo członkowskie zidentyfikuje potrzebę pozyskania
nowych mocy wzakresie magazynów energii oraz usług DSR
(Demand Side Response). Wgrudniu 2023 roku Parlament Europejski
iRada osiągnęły wstępne porozumienie wsprawie reformy struktury
unijnego rynku energii elektrycznej.
Rynek gazu irynek wodoru
Projekty Dyrektywy Parlamentu Europejskiego iRady wsprawie
wspólnych zasad rynków wewnętrznych gazów odnawialnych
iziemnego oraz wodoru oraz Rozporządzenia Parlamentu
Europejskiego iRady wsprawie rynków wewnętrznych gazów ze
źródeł odnawialnych igazu ziemnego oraz wodoru. Wgrudniu 2021
roku Komisja Europejska zaproponowała nowelizację dotychczasowej
Dyrektywy Gazowej iRozporządzenia Gazowego wcelu wsparcia
rozwoju sektora gazów niskoemisyjnych iodnawialnych oraz
utworzenie rynku wewnętrznego wodoru. Wnastępstwie
trójstronnych negocjacji pomiędzy instytucjami UE osiągnięto wstępne
porozumienia wlistopadzie igrudniu 2023 roku, które przewidują
następujące zmiany istotne dla ORLEN S.A. Procedowany IV Pakiet
Gazowy zakłada utrzymanie dotychczasowych zasad funkcjonowania
rynku (dostęp stron trzecich do infrastruktury, regulowane taryfy,
rozdział operatorów od obrotu iprodukcji gazu) przy jednoczesnym
obniżeniu emisyjności sektora gazowego. Założono wspieranie gazów
odnawialnych iniskoemisyjnych (np. wformie atrakcyjnych rabatów),
jednocześnie wprowadzając nowe wymogi dedykowane dla gazu
ziemnego (np. ograniczenie dot. możliwości zawierania kontraktów
długoterminowych maksymalnie do 2049 roku). Utworzony zostanie
model regulacyjny dla funkcjonowania odrębnej infrastruktury
wodorowej, który jest wistotnej części oparty na doświadczeniach
rynku gazu.
Akty wykonawcze związane zrynkiem gazu
Rozporządzenie wsprawie zwiększenia
solidarności dzięki lepszej koordynacji zakupów
gazu, wiarygodnym poziomom odniesienia cen
itransgranicznej wymianie gazu
Wgrudniu 2022 roku Rada Unii Europejskiej przyjęła ww.
rozporządzenie, którego celem było ograniczenie wpływu
rosyjskiej zbrojnej agresji na Ukrainę na europejskie rynki gazu
ibezpieczeństwo dostaw. Rozporządzenie zakłada m.in. informowanie
Komisji Europejskiej ozamiarze ogłoszenia przetargu na zakup gazu
lub przystąpieniu do negocjacji zproducentami lub dostawcami
gazu ziemnego zpaństw trzecich ws. zakupu gazu wilości powyżej
5 TWh rocznie; wprowadzenie dobrowolnych zakupów wspólnych
dostępnych dla podmiotów zUnii Europejskiej iWspólnoty
Energetycznej poprzedzonych procedurą obowiązkowego
agregowania zapotrzebowania; aktualizację mechanizmu zarządzania
ograniczeniami kontraktowymi na sieciach przesyłowych; mechanizm
zarządzania zmiennością śróddzienną instrumentów pochodnych
wobszarze energii; raportowanie ACER wybranych informacji
dotyczących cen wobszarze LNG; doprecyzowania dotyczące
stosowania mechanizmu solidarności wrazie wystąpienia sytuacji
kryzysowej. Zuwagi na tymczasowy inadzwyczajny charakter tego
aktu prawnego ijego obowiązywania do dnia 31 grudnia 2023 roku,
wdniu 22 grudnia 2023 roku Rada podjęła decyzję wprzedmiocie
przedłużenia obowiązywania tego Rozporządzenia do dnia 31 grudnia
2024 roku.
Rozporządzenie wsprawie ustanowienia
mechanizmu korekty rynku wcelu ochrony obywateli
Unii igospodarki przed nadmiernie wysokimi cenami
Rozporządzenie zakłada m.in. mechanizm korekty ceny dotyczący
instrumentów pochodnych zokresem ważności pomiędzy month-
ahead, ayear-ahead na giełdzie TTF iinnych wirtualnych platformach
handlu gazem wUE, Automatyczna aktywacja mechanizmu korekty
następuje wrazie jednoczesnego przekroczenia przez 3 kolejne
dni robocze przez cenę kontraktu month-ahead TTF ceny 180 EUR/
MWh oraz o35 EUR/MWh ceny referencyjnej (publikowanej przez
ACER) mającej odzwierciedlać ceny na światowym rynku LNG.
„Dynamiczny limit cenowy” ma być utrzymywany co najmniej 20 dni
roboczych - jeśli cena referencyjna będzie utrzymywała się po tym
okresie poniżej 145 EUR/MWh przez 3 dni robocze zrzędu, zostanie
on dezaktywowany. Od dnia następującego po publikacji przez ACER
4. Otoczenie
108Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
zawiadomienia owystąpieniu zdarzenia uruchamiającego, operatorzy
rynków regulowanych nie przyjmują, auczestnicy rynku nie składają
zleceń na kontrakty objęte mechanizmem powyżej „dynamicznego
limitu cenowego”. Mechanizmem nie został objęty rynek OTC, jak
również kontrakty intra-day iday-ahead. Rozporządzenie obowiązuje
do 1 lutego 2024 roku, jednakże wdniu 22 grudnia 2023 roku Rada
podjęła decyzję wprzedmiocie przedłużenia obowiązywania tego
rozporządzenia do dnia 31 stycznia 2025 roku.
Rozporządzenie wsprawie skoordynowanych
środków zmniejszających zapotrzebowanie na gaz
Wdniu 30 marca 2023 roku Rada Unii Europejskiej przedłużyła
okres obowiązywania Rozporządzenia ws. skoordynowanych
środków zmniejszających zapotrzebowanie na gaz, które zakłada
ograniczenie zużycia gazu ziemnego wposzczególnych Państw
Członkowskich przynajmniej o15% wokresie od 1 kwietnia 2023
roku do 31 marca 2024 roku Mechanizm bazowy stanowi dobrowolna
realizacja powyższego celu wzakresie redukcji zapotrzebowania
przez Państwa Członkowskie, aobowiązkowe ograniczenia zużycia
wprowadza się wrazie ogłoszenia przez Radę UE unijnego stanu
alarmowego. Państwa Członkowskie zostały uprawnione do wyboru
środków prowadzących do ograniczenia zużycia gazu ziemnego –
dobrowolnych iobowiązkowych.
Projekt Rozporządzenia ws. ograniczania emisji
metanu wsektorze energetycznym
Wgrudniu 2021 roku Komisja Europejska opublikowała propozycję
projektu rozporządzenia. Wnastępstwie trójstronnych negocjacji
pomiędzy instytucjami UE, wlistopadzie 2023 roku osiągnięte zostało
wstępne porozumienie ws. brzmienia rozporządzenia. Zakłada
ono kwestie szczególnie istotne zperspektywy działalności Grupy
ORLEN, takie jak: monitorowanie emisji metanu dla wybranych
kategorii infrastruktury wsektorze oil&gas (na podstawie wskaźników,
pomiarów rzeczywistych źródła emisji oraz pomiarów rzeczywistych
uzupełnionych opomiary na poziomie całych obiektów); obowiązek
przedkładania irealizacja programu wykrywania ilikwidowania
wycieków metanu; wprowadzenie ograniczeń dotyczących spalania na
flarze iuwalniania do atmosfery oraz nałożenie nowych obowiązków
na importerów wzakresie pozyskiwanego gazu ziemnego, ropy
naftowej iwęgla.
Pakiet „Zrównoważonego rozwoju”
Dyrektywa PE iRady (UE) 2022/2464 zdnia 14 grudnia 2022 roku
wsprawie zmiany rozporządzenia (UE) nr 537/2014, dyrektywy
2004/109/WE, dyrektywy 2006/43/WE oraz dyrektywy 2013/34/UE
wodniesieniu do sprawozdawczości przedsiębiorstw wzakresie
zrównoważonego rozwoju (Dz. U. UE. L. z2022 roku Nr 322), tzw.
„CSRD”, zastąpiła poprzednio obowiązującą dyrektywę Parlamentu
Europejskiego iRady 2014/95/UE zdnia 22 października 2014 roku
zmieniającą dyrektywę 2013/34/UE wodniesieniu do ujawniania
informacji niefinansowych iinformacji dotyczących różnorodności
przez niektóre duże jednostki oraz grupy. CSRD wprowadziła
odmienny iznacznie bardziej szczegółowy model raportowania
informacji niefinansowych mających znaczenie wprocesach
inwestycyjnych. Kluczową zmianą wprowadzoną przez CSRD jest
rozszerzenie zakresu podmiotów zobowiązanych do raportowania
na wszystkie duże przedsiębiorstwa iwszystkie spółki, których
papiery wartościowe są notowane na unijnych rynkach regulowanych,
zwyjątkiem mikroprzedsiębiorstw, atakże określone jednostki
zpaństw trzecich. Informacje publikowane na podstawie CSRD
powinny stanowić wyodrębnioną część skonsolidowanego
sprawozdania zdziałalności przygotowywanego przez jednostkę
dominującą iobejmować wszystkie jednostki zależne, wtym jednostki
zależne zpaństw trzecich. Grupa ORLEN zostanie zobowiązana do
raportowania na podstawie CSRD po raz pierwszy za rok obrotowy
2024 (publikacja oświadczenia w2025 roku). Powyższe oznacza
bardzo szeroką zmianę wsprawozdawczości korporacyjnej albowiem
Grupa ORLEN zobowiązana będzie do ujawnienia szerokich informacji
dot. działalności biznesowej, m.in. wpływu działalności na klimat
iśrodowisko, wskazania modelu łańcucha dostaw czy strategii
biznesowych. Konieczne będzie rozważenie sposobu identyfikacji
ryzyk związanych ze zrównoważonym rozwojem, modelu zarządzania
ryzykiem środowiskowym, społecznym iładem korporacyjnym (ESG,
tj. (ang. environment, E), społecznych (ang. social, S) izarządczych
(ang. governance, G) wraz zopracowaniem niezbędnych
(iwymaganych przez CSRD) celów ipolityk wewnętrznych oraz
wskaźników efektywności wraz zmapą ryzyk. Konieczne będzie
również wyodrębnienie ryzyk związanych ztzw. greenwashing
(pseudoekologiczny marketing). Dyrektywa CSRD powinna zostać
zaimplementowana do krajowego systemu prawnego.
Akty prawne Unii Europejskiej wprowadzające
sankcje przeciwko Rosji iBiałorusi wzwiązku ze
zbrojną agresją na Ukrainę
Celem wprowadzanych sankcji jest zmniejszenie potencjału
obronnego igospodarczego państw biorących udział wagresji
wojennej na Ukrainę. Brak rozmów pokojowych izakończenia wojny
wkrótkiej perspektywie oznacza, że należy spodziewać się kolejnych
sankcji nakładanych na Rosję iBiałoruś. Regulacje na poziomie
unijnym wprowadzają zdużą częstotliwością szerokie restrykcje
gospodarcze, zwłaszcza ograniczenia wimporcie określonych
produktów, wtym wszczególności:
• zakaz importu do Unii Europejskiej produktów ropopochodnych
okodzie CN 2710 zBiałorusi izRosji (zwyjątkami);
• zakaz importu ropy naftowej zRosji okodzie CN 2709 00 (zkilkoma
wyjątkami, m. in. dotyczącymi ropy transportowanej rurociągami);
• zakaz importu LPG zRosji.
Rozporządzenia sankcyjne wprowadzają ponadto wiele zakazów
importu ieksportu innych produktów, surowców z/do Rosji
iBiałorusi atakże zakładają istotne ograniczenia izakazy wzakresie
świadczenia usług. Restrykcje wprowadzane są zwłaszcza wramach
zmian wRozporządzeniu Rady UE nr 833/2014 zdnia 31 lipca 2014
roku oraz Rozporządzeniu Rady (WE) nr 765/2006 zdnia 18 maja
2006 roku. Brak rozmów pokojowych izakończenia wojny wkrótkiej
perspektywie oznacza, że należy spodziewać się kolejnych sankcji
nakładanych na Rosję iBiałoruś.
4. Otoczenie
109Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego iRady
(UE) 2022/2560 zdnia 14 grudnia 2022 roku
wsprawie subsydiów zagranicznych zakłócających
rynek wewnętrzny
Rozporządzenie zaczęło obowiązywać od 12 lipca 2023 roku, aod
12 października 2023 roku obowiązkowe stało się notyfikowanie
Komisji wkładów finansowych otrzymanych od państw trzecich
(m.in. podmiotów kontrolowanych przez Państwa Trzecie)
wprzypadku określonych koncentracji czy wprzypadku udziału
wpostępowaniu ozamówienie publiczne. Przepisy Rozporządzenia
uprawniają Komisję Europejską do badania wkładów finansowych
przyznawanych przez państwa spoza UE przedsiębiorstwom
prowadzącym działalność gospodarczą wUE (wtym ubiegającym
się ozamówienia publiczne lub zgłaszających koncentrację) oraz
do nakładania środków kompensacyjnych na wykonawców lub
przedsiębiorstwa korzystających zzakłócających rynek wewnętrzny
subsydiów zagranicznych. Przepisy wprowadzają także obowiązki
notyfikacyjne/informacyjne wprzypadku składania do Komisji
zgłoszenia planowanej koncentracji (zudziałem zagranicznych
wkładów finansowych, tj. łączny wkład finansowy wwysokości ponad
50 mln EUR od państw trzecich wciągu trzech lat poprzedzających
koncentrację) lub postępowania oudzielenie zamówienia publicznego
objętego zakresem Rozporządzenia FSR, tj. jeżeli wartość zamówienia
wyniesie co najmniej 250 mln EUR, przy założeniu otrzymania
zagranicznego wkładu finansowego owartości co najmniej 4 mln
EUR na państwo niebędące członkiem EU (agregacja wkładów
finansowych obejmuje m.in. spółki zależne). Wprzypadku zamówień
podzielonych na części – łączna wartość części, októre ubiega się
subsydiowany wykonawca, jest równa lub przekracza wartość 125
mln EUR. Obowiązek zgłaszania zagranicznych wkładów finansowych
wtrakcie postępowania oudzielenie zamówienia publicznego
(przepisy rozdziału 4 rozporządzenia 2022/2560) nie dotyczy też
procedur udzielania zamówień wchodzących wzakres dyrektywy
2009/81/WE. Przy ustalaniu wkładu finansowego należy uwzględnić
grupę wykonawcy oraz głównych podwykonawców idostawców
uczestniczących wtym samym zamówieniu. Rozporządzenie
wprowadza nowe uprawnienia dla Komisji Europejskiej dotyczące
postępowania szczegółowego, żądania przekazania informacji,
postępowań kontrolnych, nakładania zobowiązań iśrodków
kompensacyjnych (zbycie aktywów, zwrot subsydiów, udzielenie
dostępu) oraz nakładania grzywny do 10% obrotu przedsiębiorstwa
(GK) iokresowych kar finansowych.
Projekt Dyrektywy Parlamentu Europejskiego iRady
wsprawie charakterystyki energetycznej budynków
(EPBD)
Wgrudniu 2023 roku instytucje UE osiągnęły wstępne porozumienie
wsprawie rewizji Dyrektywy EPBD. Zakłada ona zakończenie do
2025 roku publicznych programów finansowania dla kotłów na paliwa
kopalne (programy będą dopuszczalne dla instalacji hybrydowych),
oraz pełne odejście od ich wykorzystania wcelach grzewczych
do 2040 roku. Dyrektywa wprowadza również obowiązek zerowej
emisyjności nowych budynków do 2030 roku (do 2028 roku
wprzypadku nowych budynków administracji publicznej). Ponadto
zobowiązuje Państwa Członkowskie do przedstawiania Komisji
Europejskiej krajowych programów renowacji zawierających docelowe
mapy odchodzenia od paliw kopalnych wcelach grzewczych, co ma
skutkować osiągnięciem zerowej emisyjności budynków do 2050
roku. Wdyrektywie znajdują się również nowe założenia budowy
punktów ładowania wbudynkach mieszkalnych iniemieszkalnych,
zktórymi związane są miejsca postojowe.
Projekt zmiany Dyrektywy Parlamentu Europejskiego
ws. emisji przemysłowych (IED)
Wnastępstwie trójstronnych negocjacji pomiędzy instytucjami UE,
wlistopadzie 2023 roku osiągnięto wstępne porozumienie ws. rewizji
IED. Zakłada ona osiągnięcie głębokiej transformacji przemysłowej
oraz dalsze ograniczanie emisji zanieczyszczeń pochodzących
zdużych instalacji przemysłowych. Zaostrzone mają zostać
wartości emisji dla instalacji, które byłyby określone na najbardziej
rygorystycznym poziomie osiągalnym przez instalację, na podstawie
analizy przeprowadzonej przez operatora instalacji, wktórej oceni
on możliwość osiągnięcia przez instalację najbardziej restrykcyjnego
poziomu emisji powiązanych znajlepszymi dostępnymi technikami
(BAT AEL). Dotychczas właściwy organ krajowy mógł określić mniej
restrykcyjne wymagania dla instalacji. Negocjatorzy ustalili również,
że KE zostanie zobowiązana do zbadania wprzeglądzie wdrażania
dyrektywy, potrzeby kontroli emisji pochodzących zwydobycia ropy
naftowej igazu ziemnego na lądzie ina morzu. Pierwszy przegląd ma
zostać dokonany do 30 czerwca 2028, anastępne co 5 lat.
Projekt rozporządzenia ws. ustanowienia ram
środków na rzecz wzmocnienia europejskiego
ekosystemu produkcji produktów technologii
neutralnych emisyjnie (NZIA)
Komisja Europejska opublikowała projekt NZIA 16 marca 2023
roku Parlament Europejski oraz Rada UE przyjęły swoje stanowiska
wodniesieniu do projektu opublikowanego przez Komisję Europejską.
Obecnie trwa etap negocjacji trójstronnych, którego celem jest
wypracowanie ostatecznego kształtu rozporządzenia. Projekt
zakłada m.in. ustanowienie celu na poziomie UE wzakresie rocznej
mocy zatłaczania CO
2
na poziomie co najmniej 50 mln ton CO
2
wskładowiskach wperspektywie roku 2030. Stanowiska Komisji
Europejskiej iRady Unii Europejskiej przewidują nałożenie na
producentów ropy naftowej igazu odpowiedzialności za realizację
tego celu. Indywidualne wkłady byłyby obliczane proporcjonalnie
na podstawie udziału każdego podmiotu wunijnej produkcji ropy
naftowej igazu ziemnego wokresie 1 stycznia 2020 – 31 grudnia
2023 roku. Zgodnie ze stanowiskiem PE, każdy podmiot sprzedający
wUE ropę naftową, produkty naftowe lub gaz ziemny miałby podlegać
indywidualnemu iobowiązkowemu wkładowi wogólnounijny cel
dot. dostępnej mocy zatłaczania CO
2
. Wkłady byłyby obliczane
proporcjonalnie na podstawie udziału każdego podmiotu wsprzedaży
ropy naftowej, produktów naftowych igazu ziemnego wUnii wokresie
od 1 stycznia 2020 do 31 grudnia 2023 roku.
4. Otoczenie
110Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5
Działalność
operacyjna
5. Działalność operacyjna
5.1 Segment Wydobycie
5.2 Segment Rafineria
5.3 Segment Petrochemia
5.4 Segment Gaz
5.5 Segment Detal
5.6 Segment Energetyka
5.7 Badania irozwój technologiczny
5.8 Zarządzanie ryzykiem
5.9 Istotne umowy, transakcje ipostępowania
111Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.1. Segment Wydobycie
5.1.1. Trendy rynkowe
Rynek węglowodorów wroku 2023 był wfazie dostosowywania
się do nowych realiów po trzech burzliwych latach – naznaczonych
pandemią COVID-19, post-pandemicznym boomem gospodarczym
oraz napaścią Rosji na Ukrainę itoczącym się pełnoekranowym
konfliktem zbrojnym. Globalne rynki ropy naftowej igazu ziemnego
musiały dopasować się do nowej dynamiki redystrybucji tak
dostaw ropy naftowej jak igazu ziemnego - głównie wpostaci
skroplonej (LNG). Notowania węglowodorów odznaczały się
zjednej strony rozluźnieniem presji cenowej iznacznymi spadkami
cen węglowodorów wujęciu rok do roku, zdrugiej zaś wciąż
obecną wysoką wyceną ryzyka związanego zzapoczątkowanymi
wydarzeniami geopolitycznymi ikryzysem energetycznym wEuropie,
co utrzymywało poziomy cen powyżej tych sprzed 2020 roku.
Indeks notowań gazu ziemnego - TGE DA wPolsce wroku 2023
zanotował średnią cenę na poziomie 202 PLN/MWh (spadek o66%
wstosunku do średniej ceny z2022 roku, tj. 593 PLN/MWh). Po
rekordowych notowaniach cen gazu w2022 roku, pierwsza połowa
roku 2023 upłynęła pod znakiem rozluźnienia presji cenowej
ispadków notowań cen gazu wEuropie. Wmiesiącach maj-lipiec
notowano średniomiesięczne ceny gazu ziemnego na rynku dnia
następnego na poziomie niewiele przekraczającym 150 PLN/MWh, co
było poziomem najniższym od czerwca 2021 roku. Krajom europejskim
udało się zastąpić wwiększości gaz zkierunku wschodniego poprzez
zwiększenie importu LNG oraz zmaksymalizowanie przesyłu gazu
zNorwegii. Należy jednakże podkreślić, iż pomimo spadku cen gazu
oblisko 2/3 wujęciu r/r, notowania wciąż znajdowały się powyżej
cen historycznych sprzed 2021 roku. Wobliczu utrzymywania się
wysokich cen gazu, drugi rok zrzędu wystąpiła zdecydowana
odpowiedź strony popytowej. Zapotrzebowanie na gaz wkrajach
Unii Europejskiej (EU 27 wg danych Eurostatu) w2023 roku
spadło zgodnie zszacunkami okolejne 6-7%, zpoziomu 356 mld
m
3
w2022 roku. Łączna degradacja popytu wstosunku do roku
2021 (413 mld m
3
) wynosi blisko 80 mld m
3
. Głównym obszarem
redukcji popytu były elektrownie zasilane gazem ziemnym. Również
wPolsce zapotrzebowanie na gaz ziemny spadło znacząco wroku
2022, jednakże rok 2023 przyniósł kilku procentową obudowę
popytu, awszelkie prognozy wskazują na potencjał szybkiego
powrotu do poziomów sprzed 2022 roku idalszego wzrostu
zapotrzebowania wświetle konieczności przeprowadzenia szeroko
zakrojonej transformacji energetycznej. Ponadto, celem zapewnienia
bezpieczeństwa dostaw istabilizacji cen surowca, kraje Unii
Europejskiej przed sezonem zimowym 2023/2024 zobowiązane
były do zapełnienia magazynów gazu wco najmniej 90% do dnia
1 listopada 2023 roku. Cel zrealizowano już wpołowie sierpnia,
apierwszego tygodnia listopada osiągnięto rekordowe zapełnienie
magazynów gazu na poziomie 99,6%. Do końca 2023 roku sczerpanie
zmagazynowanych zapasów gazu wyniosło jedynie 13,2% (do poziomu
86,4%), ze względu na ogólnie korzystne warunki pogodowe, co
sprzyjało dalszemu rozluźnieniu presji cenowej. Średnia cena gazu
indeksu TGE DA wQ4 br. wyniosła 195 PLN/MWh wobec 272 PLN/
MWh notowanych średnio wQ1 2023 roku.
WKanadzie gaz ziemny notowany wramach benchmarku AECO
wyceniany był na średnim poziomie 2,7 CAD/mcf, co stanowi
55% spadek wujęciu rok do roku. Kanadyjski rynek gazu jest
nierozerwalnie związany zrynkiem wStanach Zjednoczonych,
gdzie trafia połowa kanadyjskiego wydobycia, agaz notowany
jest zujemnym dyskontem wstosunku do amerykańskiego Henry
Huba. Rok 2023 zarówno wKanadzie jak iUSA stał pod znakiem
rekordowych poziomów wydobycia gazu, stałego – wprzybliżeniu
-zapotrzebowania oraz wzrostu zmagazynowanych zapasów surowca.
Sprzyjały temu relatywnie wysokie temperatury powietrza wsezonach
zimowych, zarówno wkończącym sezon 2022/2023 pierwszym
kwartale - wpływając na wysoki stan zapełnienia magazynów na
moment rozpoczęcia ich zapełnienia wkwietniu, jak ipobór gazu
zmagazynów wczwartym kwartale, którego poziom był poniżej
średnich historycznych. Średnia cena AECO wQ4 2023 roku wyniosła
2,3 CAD/mcf wobec 3,2 CAD/mcf notowanych wQ1. Rosnący
poziom nadpodaży surowca na rynku osiągnął szczyt wgrudniu,
powodując spadek średniomiesięcznych cen gazu poniżej 2,0 CAD/
mcf, wdłuższej perspektywie gaz na rynku kanadyjskim tak nisko
wyceniany był wpierwszej połowie 2020 roku.
Notowania kanadyjskiej ropy naftowej gatunku Canadian Light
Sweet (CLS) w2023 roku osiągnęły średnią cenę na poziomie 101
CAD/bbl, co stanowi 16% spadek wobec 120 CAD/bbl w2022 roku.
Dyferencjał gatunku CLS do amerykańskiej ropy WTI, na której oparte
są notowania kanadyjskiej ropy, wyniósł średniorocznie -4,2 CAD/bbl
iwzrósł zpoziomu -2,5 CAD/bbl rok wcześniej. Według szacunków
Amerykańskiej Agencji Energii (EIA), globalne wydobycie ropy wroku
2023 wynosiło 101,7 mln bbl/d co stanowi wzrost o1,7 mln boe/d
wujęciu r/r, przy zapotrzebowaniu na surowiec na poziomie 101,1
mln boe/d (wzrost o1,9 mln bbl/d, z99,2 mln bbl/d w2022 roku).
Wpierwszej połowie 2023 roku obserwowano znaczne fluktuacje
cen surowca, jako postępujący skutek wprowadzania sankcji na
rosyjską ropę wEuropie oraz dostosowania się rynku ropy naftowej
do nowego systemu redystrybucji globalnej podaży. Ponadto, banki
centralne wielu krajów podnosiły stopy procentowe dając impuls do
krótkotrwałych wzrostów notowań. Średnia cena benchmarku CLS dla
pierwszej połowy roku 2023 wyniosła 97 CAD/bbl. Dnia 4 czerwca
OPEC+ ogłosił przedłużenie obowiązujących cięć wydobycia do
końca 2024 roku, po czym Arabia Saudyjska dokonała dobrowolnej
5. Działalność operacyjna
5. Działalność operacyjna
112Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
redukcji poziomu wydobycia ododatkowe 1 mln bbl/d. Ograniczenie
podaży wraz ze spadkiem zasobów zmagazynowanego surowca
wUSA dały przesłanki do wzrostu cen surowca wtrzecim kwartale
2023 roku. Dnia 27 września notowania osiągnęły maksimum
roczne, acały wrzesień zamknął się ze średnim notowaniami na
poziomie 118 CAD/bbl, przy średniej cenie 108 CAD/bbl wtrzecim
kwartale. Jednakże, wobliczu słabnących prognoz popytowych
iutrzymującej się nadpodaży na rynku skutkującej przyrostem rezerw
strategicznych, ceny ropy naftowej wczwartym kwartale znalazły się
generalnie wtrendzie spadkowym. Krótkotrwałe wzrosty przyniosły
jeszcze wydarzenia geopolitycznie - wybuch konfliktu Hamas-Izrael
na początku października oraz nasilające się ataki jemeńskich
rebeliantów Huti na statki na Morzu Czerwonym wdrugiej połowie
grudnia. Dodatkowo, 30 listopada wramach spotkania OPEC+ kolejne
kraje (głównie zPółwyspu Arabskiego) zdecydowały ododatkowych
dobrowolnych cięciach wydobycia w2024 roku, które łącznie
zsaudyjskimi wyniosą 2,2 mln bbl/d oraz 0,5 mln bbl/d ze strony Rosji.
Pomimo tego, notowania zmiesiąca na miesiąc spadały, aczwarty
kwartał zamknął się średnią ceną ropy CLS na poziomie 101 CAD/bbl,
przy cenie wgrudniu rzędu 86 CAD/bbl.
Wysoki poziom cen węglowodorów oraz zatrzymanie tempa
globalnego odchodzenia od węglowodorów wobliczu kryzysu
energetycznego wEuropie, sprzyjały wzrostowi dynamiki działań
wsegmencie Upstream. Wdrugiej połowie 2023 roku wEuropie
ilość aktywnych urządzeń wiertniczych wyniosła 120 według
szacunków firmy Baker Hughes. Jest to poziom nienotowany od czasu
bezpośrednio przed pandemią COVID-19, kiedy wokresie Q2 2019 –
Q1 2020 aktywnych było ponad 150 urządzeń, natomiast długotrwale
taka ilość urządzeń wEuropie występowała ostatni raz przed rokiem
2015. Blisko 60% aktywnych urządzeń wiertniczych wEuropie
skupiało się na dwóch obszarach – Morzu Północnym oraz na
Ukrainie, która znacznie zintensyfikowała działania celem zwiększenia
wydobycia gazu zwłasnych zasobów wobliczu panującej wojny.
W2023 roku odmienna sytuacja występowała natomiast wAmeryce
Północnej, gdzie wreakcji na znaczny spadek cen węglowodorów
wdrugiej połowie 2022 roku ina początku roku 2023, począwszy od
marca (wprzeciwieństwie do dominującego w2021 i2022 roku oraz
na początku 2023 roku trendu wzrostowego) zarysowała się znacząca
tendencja spadkowa wliczbie aktywnych urządzeń wiertniczych
zarówno wUSA, jak iKanadzie. Mimo niezmiennie największej liczby
wykonywanych wierceń wUSA oraz na Bliskim Wschodzie, trzecim co
do wielkości rynkiem stał się rejon Azji Południowej iPacyfiku, gdzie
zainteresowanie aktywami naftowymi wyrażone wilości wykonanych
otworów przewyższyło to wAmeryce Łacińskiej.
Poza akceleracją działań organicznych poprzez firmy naftowe,
wyrażoną wliczbie wykonywanych otworów oraz poziomie inwestycji
wsektorze O&G, dynamizacji wporównaniu do okresu sprzed roku
2021, uległ także rynek fuzji iprzejęć. Zgodnie zdanymi GlobalData
Oil & Gas Intelligence Center, od Q1 2022 do Q3 2023 wartość
transakcji M&Awsektorze O&G oscylowała wokół 60 mld USD na
kwartał, przy czym za ponad 60% wszystkich transakcji odpowiadał
segment Upstream. Niekwestionowanym liderem co do ilości
iwartości zawieranych transakcji M&Awsegmencie Upstream są
Stany Zjednoczone, gdzie wQ4 2023 roku ogłoszono dwie transakcje
ołącznej wartości szacowanej na 118 mld USD. Biorąc pod uwagę
pozostałe obszary Q4 będzie rekordowym co do wartości transakcji
na rynku M&A. W2023 roku również wEuropie doszło do znaczących
transakcji wsegmencie Upstream. Należy wymienić przede wszystkim
te onajwyższej wartości, jak ogłoszony wdrugim kwartale zakup
przez włoskie ENI oraz związany znią Var Energi aktywów spółki
Neptun Energy zprzewagą aktywów na Morzu Północnym, czy
też sprzedaż przez Wintershall DEA swoich aktywów Upstream
brytyjskiemu Harbour Energy (transakcja zawarta wQ4 2023 roku).
Wlipcu 2023, firma BP p.l.c. opublikowała zaktualizowany,
ogólnodostępny dokument „BP Energy Outlook 2023”, który ma
za zadanie zaprezentować możliwe implikacje na wybrane zmienne
makroekonomiczne wprzypadku realizacji wybranych scenariuszy
transformacji energetycznej na świecie. Horyzont czasowy objęty
projekcją sięga roku 2050. Tegoroczna edycja (wporównaniu do
trendów zaprezentowanych wubiegłorocznym Sprawozdaniu)
uwzględnia zarówno zmiany wsystemie energetycznym wywołane
wojną Rosji wUkrainie, jak ikonsekwencje uchwalenia przez Stany
Zjednoczone w2022 roku dokumentu „Inflation Reduction in the
US”, który jest najważniejszym aktem ustawodawczym whistorii kraju
dotyczącym kwestii klimatycznych, iktóry ma na celu promowanie
czystej energii idekarbonizację. Według założeń przyjętych przez
firmę BP, wojna rosyjsko-ukraińska prawdopodobnie będzie miała
trwały wpływ na przyszłą ścieżkę rozwoju światowego systemu
energetycznego poprzez zwiększenie nacisku na bezpieczeństwo
energetyczne krajów, osłabienie tempa wzrostu gospodarczego
na świecie oraz zmianę struktury miksu energetycznego. Trzy
zaprezentowane przez firmę BP scenariusze, tj. „Net Zero”,
„Accelerated” oraz „New Momentum” opisują możliwe warianty
transformacji energetycznej. Dwa pierwsze scenariusze są zbieżne
zcelami porozumienia paryskiego izakładają znaczną redukcję emisji
dwutlenku węgla. Scenariusz „Net Zero” dodatkowo uwzględnia
trwałą zmianę preferencji społecznych izachowań behawioralnych,
co wsposób oddolny przyspiesza proces efektywności energetycznej
isprzyja adaptacji rozwiązań niskoemisyjnych wżyciu codziennym.
Zkolei scenariusz „New Momentum” uwzględnia szereg inicjatyw
iambicji wzakresie dekarbonizacji ogłoszonych publicznie wostatnich
latach, ale odpowiednio kwantyfikuje prawdopodobieństwo ich
realizacji oraz kładzie mocny nacisk na sposób, tempo ipostęp ich
wdrażania. Odmienny zestaw założeń przyjętych dla każdego ze
scenariuszy, ma na celu pokazanie niepewności związanej zrealizacją
poszczególnych wariantów oraz zaprezentowanie wyników
transformacji systemu energetycznego wprzypadku podążania
daną ścieżką zzastrzeżeniem, że prawdopodobieństwo wystąpienia
któregokolwiek zwariantów wformie dokładnie takiej, wjakiej został
on opracowany, jest znikome. Należy mieć również na uwadze, że
wramach pojedynczego wariantu transformacji energetycznej, tempo
wzrostu konsumpcji energii oraz zapotrzebowanie na jej poszczególne
źródła, pozostają zróżnicowane chociażby ze względu na lokalizację
geograficzną czy tempo transformacji energetycznej. Perspektywy
globalnego PKB izapotrzebowania na energię są słabsze niż zostały
opisane wzeszłorocznym Sprawozdaniu, co odzwierciedla krótko-
idługoterminowe skutki wojny rosyjsko-ukraińskiej. Wporównaniu
do wartości prezentowanych wubiegłym roku, dokument BP z2023
roku zakłada spadek globalnego poziomu PKB we wszystkich trzech
scenariuszach: ookoło 3% wlatach 2025-35 iokoło 6% wroku 2050.
Poziom zmian będzie zróżnicowany, jednak silniejszy efekt będzie
dotyczył krajów rozwijających się. Słabszy wskaźnik aktywności
gospodarczej wnajbliższej perspektywie czasowej wynika głównie
zszoku związanego ze wzrostem cen towarów iusług po rozpoczęciu
5. Działalność operacyjna
113Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
wojny rosyjsko-ukraińskiej. Podobnie jak wostatnich prognozach
energetycznych, przyjęta trajektoria światowego PKB obejmuje
również efekt wpływu zmian klimatycznych na wzrost gospodarczy.
Obejmuje to zarówno wpływ rosnących temperatur na działalność
gospodarczą, jak ikoszty działań mających na celu redukcję emisji
gazów cieplarnianych.
Globalne zapotrzebowanie na energię mierzone wkońcowym punkcie
zużycia energii ulega dekarbonizacji, gdy świat poddaje się coraz
większej elektryfikacji iwcoraz większym stopniu wykorzystuje wodór
– jest to ogólny trend długoterminowy. Ponadto, wzrost znaczenia
bezpieczeństwa energetycznego wwyniku wojny rosyjsko-ukraińskiej
prowadzi zbiegiem czasu do odchodzenia od importowanych paliw
kopalnych na rzecz paliw niekopalnych wytwarzanych lokalnie,
przyspieszając tym samym transformację energetyczną.
Ropa naftowa igaz ziemny to dwa paliwa będące przedmiotem
największego obrotu na arenie międzynarodowej. Stąd też,
bezpieczeństwo energetyczne ma największy wpływ właśnie na te
dwa surowce.
Ropa naftowa nadal odgrywa główną rolę wświatowym systemie
energetycznym wpierwszej połowie lat 20-tych wwariancie
„Accelerated” i”Net Zero”, przy światowym zużyciu na poziomie
70–80 mln bbl/d wroku 2035. Spadek przyspiesza wdrugiej połowie
horyzontu czasowego prognozy. Wroku 2050 zapotrzebowanie
na ropę naftową sięga już zaledwie 40 mln bbl/d wscenariuszu
„Accelerated” i20 mln bbl/d w„Net Zero”. Zużycie ropy naftowej
wwariancie „New Momentum” jest jednak większe iutrzymuje się
na poziomie bliskim 100 mln bbl/d przez większą część tej dekady,
po czym stopniowo spada do około 75 mln bbl/d do roku 2050.
Popyt na ropę naftową wgospodarkach wschodzących utrzymuje się
zasadniczo na stałym poziomie lub delikatnie rośnie przez większą
część pierwszej połowy prognoz wramach trzech scenariuszy.
Jest to jednak równoważone przez przyspieszający spadek zużycia
ropy wkrajach rozwiniętych. Te kontrastujące tendencje znajdują
odzwierciedlenie wstopniowym przesunięciu środka ciężkości
światowych rynków ropy, przy czym udział gospodarek wschodzących
wświatowym popycie na ropę wzrasta z55% w2021 roku do
około 70% w2050 roku we wszystkich trzech scenariuszach.
Najważniejszym czynnikiem wpływającym na spadek zużycia ropy
jest malejące wykorzystanie ropy wtransporcie drogowym. Rosnący
dobrobyt istandardy życia wkrajach wschodzących sprzyjają zarówno
zwiększaniu globalnej floty pojazdów, jak iwydłużaniu pokonywanych
odległości, co sprzyja zwiększaniu popytu na ropę naftową. Jest
to jednak proces, wcoraz większym stopniu równoważony przez
rosnącą efektywność energetyczną floty pojazdów drogowych icoraz
częstsze odchodzenie od ropy naftowej na rzecz alternatywnych
źródeł energii. Wpierwszej połowie czasu prognozy, ropa naftowa
wdalszym ciągu dominuje wsektorze lotnictwa, ale jej udział wroku
2050 spada do około 60% energii zużywanej wlotnictwie wwariancie
„Accelerated” ido 25% wscenariuszu „Net Zero”. Globalny model
podaży ropy jest prowadzony przez przeciwstawne trendy wprodukcji
surowca przez Stany Zjednoczone ikartel OPEC. Według wszystkich
trzech scenariuszy BP, surowiec zUSA wnajbliższym okresie odrabia
straty zpierwszych lat prognozy. Niekonwencjonalne złoża ikrótki
cykl projektowy pozwalają na relatywnie szybkie zwiększenie podaży
ropy. Wcelu utrzymania cen, wobliczu zwiększającej się podaży
ispadającego zapotrzebowania, OPEC co najwyżej kontynuuje
wydobycie na aktualnym poziomie lub nawet je obniża. Od początku
lat 30-tych wraz ze znacznie postępującym tempem spadku popytu
na ropę oraz spadkiem konkurencyjności amerykańskiej produkcji,
OPEC aktywizuje swoje działania na rzecz zwiększania wydobycia
istopniowo odrabia utracony udział wrynku. Wyższe jednostkowe
koszty wydobycia węglowodorów dla producentów spoza OPEC
wpływają na fakt, że do roku 2050, od 75% do 85% spadku wydobycia
ropy wscenariuszu „Accelerated” i„Net Zero” oraz praktycznie
całość redukcji wprzypadku wariantu „New Momentum” przypada
na kraje spoza kartelu. Przed rozpoczęciem wojny na Ukrainie, Rosja
była jednym zgłównych eksporterów surowców energetycznych na
świecie. Wprognozie BP, wpływ zachodnich sankcji (wtym m.in. braku
dostępu do zachodnich technologii iograniczenie obcego kapitału)
zmniejsza udział Rosji zarówno wwydobyciu ropy naftowej, jak igazu
ziemnego.
Globalny popyt na gaz ziemny wykazuje odmienne długoterminowe
trendy wzależności od przyjętego wariantu transformacji
energetycznej. Wspólnym elementem wszystkich scenariuszy jest
wzrost popytu na surowiec wpoczątkowym okresie projekcji. Wzrost
światowego popytu na gaz ziemny przez resztę bieżącej dekady
wwariantach „New Momentum” i„Accelerated” jest napędzany
silnym wzrostem wChinach (efekt przechodzenia zwęgla na gaz),
atakże wIndiach iwinnych krajach rozwijających się wAzji, wmiarę
ich dalszego uprzemysłowienia. Zużycie gazu ziemnego wwariancie
„Net Zero” osiąga szczyt wpołowie lat 20. XXI wieku, anastępnie
zaczyna spadać. Zużycie gazu wkrajach rozwijających się rośnie
do 2030 roku Wzrost ten będzie jednak skutecznie równoważony
spadkiem konsumpcji wkrajach rozwiniętych, przy uwzględnianiu
postępującej elektryfikacji izamianie paliw kopalnych jako surowców
energetycznych na niskoemisyjne źródła energii. Począwszy od
wczesnych lat trzydziestych XXI wieku popyt na gaz ziemny spada
wscenariuszu „Accelerated” i„Net Zero”. Utrzymujący się spadek
jego wykorzystania wkrajach rozwiniętych nakłada się na malejący
popyt wChinach ina Bliskim Wschodzie, napędzany tymi samymi
wzorcami, tj. rosnącą elektryfikacją iszybkim wzrostem energii
odnawialnej. Zmniejszona konsumpcja surowca tylko częściowo
jest kompensowana rosnącym wykorzystaniem gazu ziemnego do
produkcji błękitnego wodoru. Do 2050 roku zapotrzebowanie na
gaz ziemny (wporównaniu do roku 2019) będzie niższe ookoło
40%-55%, odpowiednio wwariantach „Accelerated” i„Net Zero”.
Zkolei globalne zapotrzebowanie na gaz ziemny wscenariuszu
„New Momentum” będzie wdalszym ciągu rosło przez większą część
okresu prognozy aż do roku 2050, napędzane rosnącym zużyciem
wkrajach rozwijających się wAzji iwAfryce. Znaczna część tego
wzrostu dotyczy sektora energetycznego - udział gazu ziemnego
wwytwarzaniu energii wtych regionach rośnie, zwiększa się także
ogólna produkcja energii. Globalne zapotrzebowanie na gaz ziemny
wprognozie „New Momentum” wroku 2050 będzie ookoło 20%
wyższe niż wroku 2019.
5. Działalność operacyjna
114Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
UE znajduje się wepicentrum zakłóceń światowego rynku gazu
ziemnego wnastępstwie ograniczenia eksportu rosyjskiego
gazu rurociągami. Dążenie UE do zmniejszenia swojej zależności
od importowanego gazu, podniesienie kwestii dotyczących
bezpieczeństwa energetycznego wraz zobniżeniem perspektyw
rozwoju gospodarczego, sprawiają, że zapotrzebowanie UE na gaz
ziemny wtrzech scenariuszach wroku 2030 będzie ookoło 50–60
mld m
3
niższe niż wzeszłorocznej prognozie BP (co stanowi około
20%-50% spadek wstosunku do podaży gazu wUE wroku 2019,
odpowiednio wwariantach „New Momentum” i„Net Zero”, około
30% wscenariuszu „Accelerated”). Spadek importu gazu rurociągami
rosyjskimi będzie rekompensowany wnajwiększym stopniu przez
wzrost importu LNG. Intensyfikacja wydobycia surowca wUE będzie
się przekładać co najwyżej na niewielki wzrost wolumenu wydobycia
ze złóż krajowych, zwiększając tym samym udział produkcji własnej
wpodaży gazu wEuropie wporównaniu do zeszłorocznej edycji
dokumentu BP. Niedobór gazu ziemnego wUE będzie również
niwelowany zwiększonym importem rurociągowym zNorwegii, Algierii
iAzerbejdżanu.
5.1.2. Działalność wPolsce
5.1.2.1. Pozycja iotoczenie
konkurencyjne
Strategia Grupy ORLEN zakłada kontynuację działalności
poszukiwawczo-wydobywczej poprzez ostrożny izrównoważony
rozwój portfela aktywów Upstream, ze szczególnym uwzględnieniem
złóż gazowych. Posiadane kompetencje idoświadczenie
międzynarodowego zespołu specjalistów zGK ORLEN Upstream
wPolsce iwKanadzie pozwalają aktywnie wspierać realizację misji
iwizji ORLEN wzakresie poszukiwań iwydobycia węglowodorów
poprzez sprawne zarządzanie zdywersyfikowanym portfelem
aktywów.
Prace inwestycyjne wroku 2023 prowadzone były woparciu
ozałożenia ze zaktualizowanej Strategii GK ORLEN do roku 2030,
które uwzględniały m.in. maksymalizację wartości zaktywów
iwydobycia, priorytetyzację wybranych projektów poszukiwawczo-
rozpoznawczych oraz uruchomienie wydobycia na obszarach
będących wzagospodarowaniu. Działalność inwestycyjna Grupy
ORLEN Upstream wroku 2023 była wcałości finansowana
zprzepływów operacyjnych.
Podstawową działalnością segmentu Wydobycie jest pozyskanie
węglowodorów ze złóż iprzygotowanie produktów do sprzedaży.
Segment obejmuje cały proces poszukiwania oraz wydobycia gazu
ziemnego iropy naftowej ze złóż, poczynając od przeprowadzenia
analiz geologicznych, badań geofizycznych iwierceń, po
zagospodarowanie ieksploatację złóż. Prace prowadzone są we
własnym zakresie oraz we współpracy zpartnerami na podstawie
umów owspólnych operacjach, wPolsce ina rynkach zagranicznych.
WPolsce działalność wydobywczą prowadzą podmioty ORLEN
Upstream Sp. zo.o. iZespół Oddziałów PGNiG (Oddział wZielonej
Górze, Sanoku oraz Odolanowie) będący częścią ORLEN SA, których
obszarem aktywności jest wydobycie węglowodorów na lądzie oraz
podmioty LOTOS Petrobaltic S.A. iLOTOS Upstream Sp. zo.o., których
głównym obszarem aktywności jest polska strefa Morza Bałtyckiego.
Działalność wydobywcza poza granicami kraju jest skoncentrowana
głównie wramach prac prowadzonych wNorwegii przez spółkę
PGNiG Upstream Norway AS działającą wobszarze Norweskiego
Szelfu Kontynentalnego oraz wKanadzie przez spółkę ORLEN
Upstream Canada Ltd. posiadającą aktywa wprowincji Alberta
wzachodniej Kanadzie. Wydobywcza działalność zagraniczna Grupy
Orlen jest prowadzona również wPakistanie, Libii, Zjednoczonych
Emiratach Arabskich, Litwie, atakże na Ukrainie.
Wramach segmentu Wydobycie Grupa Orlen świadczy także
usługi wiertnicze oraz serwisowe wobszarze poszukiwań ropy
igazu poprzez podmiot Exalo Drilling SA oraz usługi geofizyczne
isejsmiczne wramach spółki Geofizyki Toruń SA. Działalność ta jest
realizowana zarówno wkraju jak ipoza jego granicami.
5. Działalność operacyjna
115Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Zestawienie podmiotów posiadających koncesje na poszukiwanie irozpoznanie złóż węglowodorów
oraz na wydobywanie węglowodorów ze złóż wPolsce na 31 grudnia 2023 roku
Koncesje na poszukiwanie
irozpoznawanie złóż węglowodorów
Koncesje na wydobywanie węglowodorów
ze złóż wPolsce
Grupa ORLEN 60 180
Northam Sp. zo.o. 2 -
Gemini Resources Ltd. 2 -
Palomar Capital - San Leon Energy BV 2 -
San Leon Energy PLC 2 -
UOS Energy Sp. Zo.o. 2 -
Central European Petroleum Ltd 1 -
KGHM Polska Miedź SA 1 -
ZOK Sp. zo.o. - 2
Łączna liczba wydanych koncesji 72 182
Źródło: Biuletyn Informacji Publicznej Ministerstwa Klimatu Raporty izestawienia dotyczące udzielonych koncesji - grudzień 2023 roku.
https://bip.mos.gov.pl/koncesje-geologiczne/raporty-i-zestawienia-dotyczace-udzielonych-koncesji-w-tym-zestawienia-otworow-wiertniczych/raporty-i-zestawienia-rok-2023/raporty-i-zestawienia-
grudzien-2023-r/
5.1.2.2. Kluczowe aktywa (poziom
wydobycia ikoncesje)
Działalność poszukiwawczo-wydobywcza
ORLEN Upstream Sp. zo.o.
Działalność spółki ORLEN Upstream Sp. zo.o. w2023 roku
obejmowała wydobycie, poszukiwania złóż węglowodorów oraz
wytwarzanie energii elektrycznej (zwydobywanego gazu ziemnego
zaazotowanego wprojekcie Edge).
Na terenie Polski, Grupa ORLEN Upstream na koniec 2023 roku
posiadała 12 koncesji poszukiwawczo-rozpoznawczych ołącznej
powierzchni blisko 8,1 tys. km
2
położonych wobrębie 6 województw
idysponując rezerwami wynoszącymi 3,7 mln boe. GK ORLEN
Upstream posiada 100% udziałów w7 koncesjach, 49% udziałów
w3 koncesjach oraz 49% udziałów wczęści 2 koncesji wramach
wydzielonego obszaru koncesyjnego.
Obecne krajowa eksploatacja gazu wORLEN Upstream odbywa
się samodzielnie (wydobycie ze złóż Bystrowice, Bajerze iTuchola)
oraz we współpracy zORLEN Oddział Geologii iEksploatacji
(OGiE) (produkcja gazu wprojekcie Płotki). Łączne wydobycie
węglowodorów ORLEN Upstream wPolsce osiągnęło średnioroczny
poziom 1,2 tys. boe/d (zuwzględnieniem wolumenów gazu, zktórego
generowana jest energia elektryczna).
Główne prace inwestycyjne wPolsce prowadzone były wtrzech
prowincjach naftowych. WMałopolskiej Prowincji Naftowej prace
realizowane były wramach dwóch projektów. Wramach projektu
Miocen przeprowadzono rekonstrukcję odwiertu Bystrowice-OU2,
co wiązało się zczasowym wyłączeniem funkcjonującej Kopalni
Gazu Ziemnego Bystrowice. Wramach prac odwiercono nowy otwór
boczny (tzw. sidetrack), który pozwoli na udostępnienie kolejnego
horyzontu złożowego iwydłuży czas funkcjonowania KGZ Bystrowice.
Po odtworzeniu (montażu) instalacji napowierzchniowej kopalni,
wydobycie gazu ziemnego zostanie wznowione wtrakcie Q1 2024
roku. Wramach kooperacji wpołączonej GK ORLEN, trwały również
ustalenia dot. możliwości podłączenia odwiertu Pruchnik-OU1 do
infrastruktury OGiE. Wprojekcie Karpaty realizowano prace związane
zuzupełnieniem dokumentacji geologicznej dla prac wykonanych
wlatach ubiegłych. WPomorskiej Prowincji Naftowej wramach
projektu Edge wroku 2023 zakończono prace nad reinterpretacją
połączonych zdjęć sejsmicznych Koczała-Miastko 3D iRzeczenica
3D (koncesje: Brda-Rzeczenica iTuchola N) oraz przeprowadzono
reprocessing linii sejsmicznych 2D obejmujących dane ztrzech
obszarów (Unisław-Gronowo, Bysław-Wudzyń iBrda-Rzeczenica).
Wramach realizacji zobowiązań koncesyjnych wykonano sejsmikę
Bajerze-Chełmża 3D (rejon Unisław-Gronowo). Po zakończeniu
akwizycji danych, przeprowadzono processing iinterpretację
zuwzględnieniem danych pozyskanych ze zdjęcia sejsmicznego
Unisław-Chełmża 3D. Całość pozyskanej informacji ma na celu
poprawę rozpoznania geologicznego obszaru Edge izorientowanie
przyszłych prac inwestycyjnych na najbardziej perspektywiczne
obszary. Dodatkowo, realizowano prace dokumentacyjne związane
zwymogami prawnymi ikoncesyjnymi oraz prowadzone były analizy
techniczno-ekonomiczne dla przyszłych zadań inwestycyjnych.
Wroku 2023 ORLEN Upstream na obecnie eksploatowanych złożach
5. Działalność operacyjna
TABELA 7
116Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Źródło: Opracowanie własne.
rozpoczął prace wramach projektu dostosowania działalności
iinfrastruktury do wymogów Rozporządzenia Metanowego
(zakończenie IEtapu projektu jest wstępnie planowane na Q1 2025
roku). WWielkopolskiej Prowincji Naftowej realizowane były prace
wdwóch projektach wramach Umowy oWspólnych Operacjach,
funkcję Operatora pełni ORLEN-OGiE PGNiG. Wramach projektu
Płotki kontynuowano prace nad zagospodarowaniem odkryć zlat
ubiegłych. Pod koniec roku odbył się odbiór końcowy infrastruktury
technicznej niezbędnej do eksploatowania obiektu Chwalęcin-
1K, po czym uruchomiono regularne wydobycie gazu zodwiertu.
Ponadto, podpisano umowę zGeneralnym Realizatorem Inwestycji
dla złoża Grodzewo. Uzyskano decyzję środowiskową ilokalizacyjną.
Zkońcem roku 2023 złożono wniosek owydanie pozwolenia na
budowę infrastruktury niezbędnej do eksploatacji (prace będą trwać
do końca 2024 roku). Wramach prac nad intensyfikacją wydobycia
zistniejących złóż wykonano zadanie budowy kompresora gazu
ziemnego wraz zoprzyrządowaniem na złożu Winna Góra oraz
wdrożono eksploatację złoża Karmin przy obniżającej się wartości
ciśnienia złożowego (zasilanie odbiorców lokalnych). Oba projekty
mają na celu zwiększenie stopnia sczerpania złóż. Ponadto, Komitet
Sterujący OU zatwierdził zadanie inwestycyjne polegające na
zagospodarowaniu złoża gazu ziemnego Miłosław-7H. Aktualnie trwa
zbieranie dokumentacji formalno-prawnej iprojektowej. Opracowana
została koncepcja wstępna dla zagospodarowania odkrycia Rogusko.
Ponadto, zrealizowano prace przygotowawcze związane zwierceniem
otworu Ołaczewo-1K. Prowadzono również analizy idziałania dla
wytypowania potencjalnych lokalizacji dla przyszłych wierceń oraz
realizowano prace związane zzabezpieczeniem posiadanych praw
koncesyjnych wprojekcie. Wprojekcie Sieraków trwają prace
formalno-prawne związane zzagospodarowaniem odwiertu Sieraków-
2H. Wroku 2023 opracowany został wstępny budżet nakładów
inwestycyjnych iprzeprowadzono aktualizację analizy ekonomicznej
dla zadania.
Projekty poszukiwawczo-wydobywcze Grupy ORLEN Upstream wPolsce
SCHEMAT 7
5. Działalność operacyjna
117Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Działalność poszukiwawczo-wydobywcza
Grupy ORLEN na morzu
Wramach Grupy ORLEN działalność poszukiwawczo-wydobywcza
wPolsce prowadzona jest przez dwa podmioty - LOTOS Petrobaltic
S.A. oraz LOTOS Upstream Sp. zo.o., atakże ich społki
zależne iwspółzależne. Głównym obszarem aktywności jest polska
strefa Morza Bałtyckiego, gdzie działalność poszukiwawczo-
wydobywcza prowadzona jest łącznie wobrębie 7 koncesji,
uwzględniając: 3 morskie koncesje na poszukiwanie irozpoznawanie
oraz wydobywanie ropy naftowej igazu ziemnego wobszarach
Łeba, Rozewie iGotlandia oraz 4 morskie koncesje na wydobywanie
węglowodorów ze złóż B3, B8, B4 iB6.
W2023 roku średnie dzienne wydobycie dawnej Grupy LOTOS
wPolsce wyniosło 6,0 tys. boe/dzień (+4,7% r/r). Wydobycie
realizowane było ze złóż B3 iB8 zlokalizowanych na Morzu Bałtyckim.
Według stanu na koniec 2023 roku, rezerwy węglowodorów dawnej
Grupy LOTOS ze złoża B3 iB8 wPolsce wyniosły wsumie 28,8 mln
boe wkategorii rezerw 2P (wtym: 26,4 mln boe ropy naftowej oraz
2,4 mln boe gazu ziemnego).
Kluczowe aktywa dawnej Grupy LOTOS wramach posiadanych
koncesji wPolsce obejmują:
• złoże produkcyjne B3 - w2023 roku średnie wydobycie ropy
naftowej iwspółwystępującego gazu ziemnego wyniosło 1,9 tys.
boe/dzień (-9,8% r/r). Według stanu na koniec 2023 roku pozostałe
rezerwy wydobywalne wkategorii 2P złoża B3 kształtowały się na
poziomie 4,9 mln boe. Eksploatacja zgodnie zaktualnym terminem
ważności koncesji zakładana jest do roku 2031.
• złoże produkcyjne B8 - w2023 roku średnie wydobycie ropy
naftowej iwspółwystępującego gazu ziemnego wyniosło 4,1 tys.
boe/dzień (+13,2% r/r). Według stanu na koniec 2023 roku pozostałe
rezerwy wydobywalne wkategorii 2P złoża B8 kształtowały się na
poziomie 23,9 mln boe. Eksploatacja zgodnie zaktualnym terminem
ważności koncesji zakładana jest do roku 2036.
• złoża gazowe B4 iB6 - przygotowywane do zagospodarowania.
Projekt realizowany poprzez spółki celowe Baltic Gas Sp. zo.o.
oraz Baltic Gas Sp. zo.o. iwspólnicy Sp. k., przy współpracy
zpartnerem, firmą CalEnergy Resources Poland Sp. zo.o. Udział
LOTOS Upstream wprojekcie wynosi 51%. Zasoby wydobywalne
złóż B4 iB6 wkategorii 2C (ang. contingent resources) szacowane
są na poziomie 4,8 mld m³ gazu (udział 100%). Projekt znajduje
się obecnie na końcowym etapie fazy planowania iprzygotowania
do podjęcia Finalnej Decyzji Inwestycyjnej (ang. Final Investment
Decision, FID).
W2023 roku wramach zobowiązań koncesyjnych na koncesji Łeba
zakończono wiercenie otworu poszukiwawczego B101-1, wktórym
nie odnotowano przypływu węglowodorów. Zuwagi na dotychczas
wykonane badania sejsmiczne, wynik otworu B101-1, powierzchniowe
badania geochemiczne, prace analityczne imożliwość występowania
węglowodorów wpołudniowej części struktury B101 podjęto decyzję
okontynuacji prac na koncesji Łeba iwpaździerniku 2023 roku
złożono do Ministerstwa Klimatu iŚrodowiska wniosek oprzedłużenie
fazy poszukiwawczo-rozpoznawczej wcelu wykonania dodatkowych
prac. Zakończenie fazy poszukiwawczo-rozpoznawczej wyznaczono
na 29 grudzień 2025 roku.
5. Działalność operacyjna
118Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Działalność poszukiwawczo-wydobywcza
dawnej Grupy PGNiG
Działalność poszukiwawcza iwydobywcza na terenie Polski
prowadzona jest przez Zespołu Oddziałów PGNiG będący częścią
ORLEN oraz spółek EXALO Drilling iGeofizyka Toruń. ORLEN Oddział
Geologii iEksploatacji PGNiG pełni rolę centrum kompetencyjnego
zzakresu geologii poszukiwawczej, prac geologicznych, procesów
inwestycyjnych dla obiektów górnictwa otworowego ieksploatacji złóż
węglowodorów. Sprawuje nadzór merytoryczny nad eksploatacją złóż
ropy naftowej igazu ziemnego, podziemnym składowaniem odpadów
oraz podziemnym bezzbiornikowym magazynowaniem gazu dla
potrzeb eksploatacji. Wstrukturze Zespołu Oddziałów PGNiG ORLEN
wPolsce funkcjonują trzy wiodące oddziały zlokalizowane wSanoku,
Zielonej Górze oraz Odolanowie.
Koncesje spółek Grupy ORLEN wPolsce
SCHEMAT 8
Źródło: Opracowanie własne.
Stan zasobów wydobywalnych należących do dawnej Grupy PGNiG
na dzień 31 grudnia 2023 roku zuwzględnieniem dokumentacji
geologiczno-inwestycyjnych oraz dokumentacji rozliczających zasoby
złożonych wMinisterstwie Klimatu iŚrodowiska bez wydanej decyzji
Ministra wynosił: 112 mln boe ropy naftowej oraz 583 mln boe gazu
ziemnego wprzeliczeniu na gaz wysokometanowy.
5. Działalność operacyjna
119Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Zasoby wydobywalne udokumentowane przez PGNiG iORLEN wPolsce wlatach 2019-2023
oraz współczynnik R/P
Zasoby wydobywalne udokumentowane przez PGNiG iORLEN wPolsce wlatach 1988-2023 [mln boe]
WYKRES 31
WYKRES 32
* Stan zasobów zuwzględnieniem dokumentacji geologiczno-inwestycyjnych oraz dokumentacji rozliczających zasoby złożonych wMinisterstwie bez wydanej decyzji Ministra.
** Współczynnik wyrażający stosunek zasobów węglowodorów do poziomu produkcji.
Źródło: Opracowanie własne.
5. Działalność operacyjna
120Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Na koniec 2023 roku ORLEN S.A. Oddział Geologii iEksploatacji
PGNiG wWarszawie posiadał 40 koncesji: 31 koncesji „łącznych”
(na poszukiwanie, rozpoznawanie oraz wydobywanie) oraz 9 na
poszukiwanie irozpoznawanie złóż ropy naftowej igazu ziemnego.
Womawianym okresie zrezygnowano z2 koncesji „łącznych”:
Błażowa nr 11/2019/Ł oraz Górowo Iławieckie nr 47/2001/Ł. Wygasła
także 1 koncesja na poszukiwanie irozpoznawanie wobszarze
Białobrzegi-Przeworsk nr 35/96/p.
W2023 roku prowadzono izakończono wMinisterstwie
Klimatu iŚrodowiska łącznie 27 postępowań wzakresie zmian /
rezygnacji zkoncesji oraz zatwierdzania/przyjęcia projektów robót
geologicznych. Obecnie wprocedurze administracyjnej pozostają do
zakończenia 23 postępowania.
Na dzień 31.12.2023 roku ORLEN S.A. Oddział Geologii iEksploatacji
PGNiG wWarszawie posiadał 196 koncesji górniczych: 184 – na
wydobywanie węglowodorów (wtym 8 decyzji inwestycyjnych
wzwiązku zprzejściem wramach koncesji łącznej do fazy
wydobywania), 3 na podziemne składowanie odpadów, 9 na
podziemne magazynowanie gazu. Wroku 2023 Minister Klimatu
iŚrodowiska udzielił 2 decyzji inwestycyjnych stanowiących podstawę
do rozpoczęcia fazy wydobywania wramach koncesji łącznej, tj.
decyzji inwestycyjnych na wydobywanie gazu ziemnego ze złoża
Granówko oraz złoża Borowo wramach koncesji łącznej nr 27/2001/Ł
na poszukiwanie irozpoznawanie złóż ropy naftowej igazu ziemnego
oraz wydobywanie ropy naftowej igazu ziemnego ze złóż wobszarze
„Kościan-Śrem”.
W2023 roku zmieniono zakres koncesji na wydobywanie
węglowodorów lub przedłużono termin ich obowiązywania dla 39
złóż, wtym dla 8 koncesji na wydobywanie ropy naftowej (Łodyna,
Brzegi Dolne, Czarna, Jeniniec, Kamień Pomorski, Wysoka Kamieńska,
Jastrząbka Stara, Buk) i31 koncesji na wydobywanie gazu ziemnego
(Draganowa, Przeworsk, Pilzno-Południe, Dąbrówka Tuchowska,
Gorzysław S, Gorzysław N, Zalesie, Daszewo N, Podrzewie, Wiewierz
W, Borzęcin, Góra, Kaleje, Radziądz, Bogdaj-Uciechów, Czeszów,
Grochowice, Szlichtyngowa, Tarchały dolomit główny, Tarchały wapień
cechsztyński + czerwony spągowiec, Wierzowice, Załęcze, Żuchlów,
Husów-Albigowa-Krasne, Gorlice-Glinik, Kańczuga, Kuryłówka,
Tarnogród-Wola Różaniecka, Jabłonna, Łętowice-Bogumiłowice,
Smolarzyny).
W2023 roku Grupa ORLEN kontynuowała poszukiwanie
irozpoznawanie złóż ropy naftowej igazu ziemnego na terenie
Karpat, Przedgórza Karpat, Monokliny Przedsudeckiej iNiżu Polskiego
zarówno we własnym zakresie, jak iwe współpracy zpartnerami. Z28
otworów wierconych w2023 roku głębokość końcową osiągnęło
25 otworów, wtym: 3 poszukiwawcze, 16 rozpoznawczych 5
eksploatacyjnych oraz 1 PMG.
Na koniec 2023 roku wyniki złożowe uzyskano z24 odwiertów (3
poszukiwawczych, 17 rozpoznawczych i4 eksploatacyjnych). Wśród 24
odwiertów oznanych wynikach złożowych znalazło się 18 odwiertów
pozytywnych (wtym 14 rozpoznawczych i4 eksploatacyjne) i6
negatywnych (wtym 3 poszukiwawcze i3 rozpoznawcze), które nie
uzyskały przemysłowego przypływu węglowodorów.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych zOddziału Geologii iEksploatacji.
Projekty poszukiwawczo-wydobywcze dawnej Grupy PGNiG wPolsce
SCHEMAT 9
5. Działalność operacyjna
121Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
W2023 roku zakończono próbną eksploatację wodwiercie
poszukiwawczym Wielgoszówka-1K, która rozpoczęła się w2021 roku.
W2023 roku na terenie działalności Oddziału wZielonej Górze
włączono do eksploatacji 2 odwierty na złożu Brońsko (Brońsko-31H
iBrońsko-32) oraz podłączono do eksploatacji 2 nowe złoża: złoże
Turkowo (odwiert Turkowo-2) izłoże Chwalęcin (odwiert Chwalęcin-
1K). Łącznie na terenie działalności Oddziału wZielonej Górze
włączono do eksploatacji 4 odwierty.
Na terenie działalności Oddziału wSanoku zostało włączone do
eksploatacji 3 nowe odwierty na złożu Mirocin (Mirocin-77K, Mirocin-
74K, Mirocin-73K), 1 odwiert Kramarzówka-2H na złożu Kramarzówka,
3 odwierty na złożu Gnojnica (Gnojnica-4K, Gnojnica-5K, Gnojnica-
6K) oraz podłączono do eksploatacji 1 nowe złoże Korzeniówek
(odwierty: Korzeniówek-1K iKorzeniówek-2K). Łącznie w2023 roku na
terenie działalności Oddziału wSanoku włączono do eksploatacji 9
odwiertów.
W2023 roku zakończona została eksploatacja na złożach Kromolice
S, Rysie, Dzików Stary, Kaleje E, wobec czego wygaszono koncesje
eksploatacyjne dla tych złóż.
Wzwiązku zpołączeniem złóż gazu ziemnego Jabłonna, Jabłonna
WiJabłonna S wjedno złoże Jabłonna iobjęciem wszystkich
trzech elementów złożowych jedną wspólną koncesją, zrzeczono
się koncesji na wydobywanie gazu ziemnego dla złóż Jabłonna S
iJabłonna W.
W2023 roku na koncesjach ORLEN kontynuowane były prace na
obszarach:
• „Płotki” gdzie prowadzono prace związane zzagospodarowaniem
odwiertu Grodzewo-1. Ukończono prace związane
zzagospodarowaniem odwiertu Chwalęcin-1K;
• „Poznań”, gdzie prowadzono prace związane zzagospodarowaniem
odwiertu Miłosław-7H;
• „Sieraków”, gdzie zakończono prace związane zlikwidacją otworu
Sieraków-1 oraz kontynuowano prace formalno-prawne oraz
dokumentacyjne związane zzagospodarowaniem otworu
Sieraków-2H.
Do najważniejszych zadań poszukiwawczych / rozpoznawczych /
modernizacyjnych realizowanych w2023 roku należało m.in.:
• odwiercenie otworów rozpoznawczych Zabiała 3K, Pruchnik 38K,
Kamionka 4K, Dzików 24, Zabiała 4K, Pruchnik 43K, Mirocin 73K;
• modernizacje otworów Przemyśl 196, Przemyśl 242;
• odwiercenie otworów poszukiwawczych Bonarówka 1K,
Niepruszewo 1H, Miłaki 1K.
Kluczowymi zadaniami inwestycyjnymi zakończonymi w2023 roku
były m.in.:
• zagospodarowanie odwiertów gazowych Kramarzówka 1K, 2H, 3H,
• zagospodarowanie odwiertu Korzeniówek 1 - KGZ Pilzno,
• podłączenie odwiertu Jaksmanice 219 - KGZ Maćkowice po
rekonstrukcji,
• podłączenie odwiertu Jurowce 4 po rekonstrukcji,
• zabudowa sprężarki gazu na Ośrodku J-60 - KGZ Maćkowice,
• zagospodarowanie odwiertów Brońsko-31H oraz Brońsko-32,
• zagospodarowanie odwiertu Chwalęcin-1K,
• zabudowa kompresora gazu ziemnego na Ośrodku Produkcyjnym
Winna Góra,
• zagospodarowanie odwiertu Turkowo-2,
• zabudowa kompresora na Ośrodku Grupowym Ciechnowo,
• eksploatacja złoża Karmin przy obniżającej się wartości ciśnienia
złożowego – zasilanie odbiorców lokalnych.
Kopalnie ropy naftowej igazu ziemnego należące do Grupy ORLEN
Liczba kopalni Sanok Zielona Góra
Kopalnie gazu ziemnego 18 10
Kopalnie ropy naftowej 5 1
Kopalnie ropy naftowej igazu ziemnego 11 7
Razem 34 18
5. Działalność operacyjna
TABELA 8
122Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.1.3. Działalność wKanadzie
5.1.3.1. Pozycja iotoczenie
konkurencyjne
Wprowincji Alberta wKanadzie Grupa ORLEN jest rozpoznawalnym
operatorem zaktywami poszukiwawczo-produkcyjnym, składającymi
się zok. 450 koncesji typu lease ołącznej powierzchni ok. 350,8
tys. akrów brutto (ok. 1,4 tys. km
2
), awprzeliczeniu na ilość udziałów
ok. 225,9 tys. akrów netto (ok. 0,9 tys. km
2
) iłącznymi zasobami
wkategorii rezerw 2P wynoszącymi 147,9 mln boe.
5.1.3.2. Kluczowe aktywa (poziom
wydobycia ikoncesje)
Grupa ORLEN prowadzi działalność wydobywczą wKanadzie za
pośrednictwem spółki zależnej ORLEN Upstream Canada Ltd. („OUC”).
Główne aktywa wydobywcze spółki zlokalizowane są wrejonach
Kakwa, Ferrier iLochend położonych wprowincji Alberta wzachodniej
Kanadzie. Są to aktywa związane głównie zniekonwencjonalnymi
złożami węglowodorów typu „tight oil” i„tight gas” eksploatowanymi
przy użyciu otworów horyzontalnych itechnologii hydraulicznego
szczelinowania wielosekcyjnego. Wspomniane złoża są związane
głównie zformacjami geologicznymi Montney (rejon Kakwa)
iCardium (rejon Ferrier iLochend), które zaliczane są do najlepszych
niekonwencjonalnych formacji naftowo-gazowych wAmeryce
Północnej.
Wrejonie Kakwa spółka wydobywa gaz zkondensatem naftowym,
wrejonie Ferrier gaz zdużą ilością węglowodorów ciekłych (tzw.
NGL) oraz ropę naftową, awrejonie Lochend ropę naftową zgazem.
Wysokie wydobycie kondensatu, na które wodróżnieniu od innych
surowców węglowodorowych istnieje duże zapotrzebowanie na rynku
lokalnym dostarcza spółce znaczną część zysków. Zróżnicowanie
kopalin eksploatowanych wróżnych rejonach zapewnia spółce
możliwość elastycznego dostosowania się do zmiennych trendów
rynkowych. Aktywa wrejonie Kakwa charakteryzują się bardzo
wysokimi produktywnościami otworów eksploatacyjnych, natomiast
aktywa wrejonie Ferrier iLochend niskimi kosztami wiercenia
iudostępniania otworów wydobywczych oraz prowadzenia
eksploatacji złóż, przy relatywnie wysokich poziomach wydobycia.
Poza wymienionymi kluczowymi aktywami spółka posiada również
szereg mniejszych aktywów wydobywczych ikoncesji położonych
m.in. wróżnych rejonach prowincji Alberta oraz wprowincji Nowy
Brunszwik.
5. Działalność operacyjna
123Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Na wszystkich obszarach kontynuowano działania proekologiczne
mające na celu redukcję emisji gazów cieplarnianych ispełnienie
wszystkich wymagań środowiskowych wprowadzonych przez rząd
federalny Kanady iadministrację prowincji Alberta, m.in. poprzez
ograniczenia flarowania, przeciwdziałanie emisji metanu, regularne
inspekcje idostosowanie infrastruktury oraz modernizację urządzeń
wpływających na wielkość emisji. W2023 roku sfinalizowany został
planowany program prac związanych zkonwersją kluczowych
przyotworowych instalacji sterujących, zlokalizowanych na głównych
obszarach złożowych, na instalacje zasilane energią elektryczną.
Średnia produkcja wroku 2023 wyniosła 14,8 tys. boe/d, zczego
około 51% stanowiły węglowodory ciekłe (ropa oraz NGL, wtym
kondensat wydobywany gł. na obszarze Kakwa, który posiadał
największy udział wprzychodach izyskach zwydobycia).
Korzystne parametry złożowe posiadanych aktywów irozwój
działalności wdobrze rozpoznanym izagospodarowanym
regionie zapewniają niski poziom ryzyka operacyjnego inwestycji.
Zachodnio-kanadyjski rynek Upstream, wobrębie którego OUC
posiada większość aktywów, jest rynkiem bardzo dojrzałym.
Dzięki tysiącom odkrytych irozpoznanych różnorodnych złóż
ropy igazu, kilkuset tysiącom wykonanych otworów naftowych
igazowych oraz mnogością różnego typu prac wydobywczych
iposzukiwawczych oraz regulacjom dostosowanym pod kątem
prowadzenia operacji naftowych, rejon charakteryzuje się bardzo
dobrym stopniem rozpoznania geologicznego ibardzo łatwym
dostępem do specjalistycznych danych iekspertyz wykorzystywanych
do prowadzenia działalności poszukiwawczo-wydobywczej, co
wydatnie redukuje ryzyka geologiczne ioperacyjne. Rozbudowana
lokalna infrastruktura naftowa igazowa połączona zgęstą siecią
rurociągów, oraz bogatym, konkurencyjnym rynkiem usług naftowych
zdostępem do najnowszych technologii wydobywczych, zapewnia
dużo szybsze, tańsze iefektywniejsze prowadzenie operacji
związanych zrozpoznawaniem, zagospodarowaniem ieksploatacją
złóż niż wwiększości innych rejonów naftowych na świecie. Rynek
charakteryzuje się również dobrze wypracowanymi rozwiązaniami
operacyjnymi ioptymalizacjami kosztowymi. Zdrugiej strony,
będący wnadpodaży rynek lokalny często zmaga się ztrudnościami
związanymi zograniczoną przepustowością rurociągów
eksportowych przesyłających węglowodory na zewnętrzne rynki
zbytu (zlokalizowane głównie we wschodniej Kanadzie iwUSA).
Sukcesywna redukcja ograniczeń wprzepustowości rurociągów
eksportowych oraz stopniowe uzyskanie dostępu do nowych rynków
zbytu dla surowców (np. uruchomienie terminali LNG) są spodziewane
wprzeciągu najbliższych kilku lat. Pierwszy eksportowy terminal gazu
LNG wKanadzie (LNG Canada) zostanie oddany do użytku już w2024
roku. Jednocześnie postępuje intensywna rozbudowa szeregu
terminali LNG wUSA oraz rozpoczynają się prace związane zbudową
kolejnych terminali wKanadzie. Należy przy tym nadmienić, że ze
względu na dogodną lokalizację (m.in. bliskość chłonnych rynków
azjatyckich, relatywnie niższe koszty skraplania gazu wzwiązku
zniskimi temperaturami powietrza, bliskość bardzo dużych zasobów
taniego gazu) iszereg innych czynników (wtym m.in. niską emisyjność
ze względu na zastosowanie nowoczesnych technologii) według
szeregu analityków terminale LNG wKanadzie powinny należeć
do najbardziej konkurencyjnych na rynku. Ponadto, wpierwszej
połowie 2024 roku zakończy się rozbudowa przepustowości
Charakterystyka posiadanych wKanadzie aktywów wydobywczych, tj.
niekonwencjonalne złoża ozróżnicowanym składzie węglowodorów,
zkrótkim cyklem projektowym, wysokim profilem wydobycia
wpierwszych miesiącach produkcji irelatywnie krótkimi okresami
zwrotu zinwestycji pozwalają na szybkie iefektywne reagowanie
na zmieniające się otoczenie makroekonomiczne. Wroku 2023
zaobserwowano ogólną tendencję inflacji kosztów wsegmencie
wydobycia - branża upstream (nie tylko) wKanadzie zmagała
się zrosnącymi nakładami na zagospodarowanie aktywów oraz
zwiększeniem kosztów operacyjnych.
Program nakładów inwestycyjnych wroku 2023 był skoncentrowany
na kontynuacji rozwiercania kluczowych obszarów wydobywczych
wportfolio spółki, tj. Ferrier, Kakwa oraz Lochend zlokalizowanych
wprowincji Alberta. Wszystkie wykonywane otwory były
horyzontalnymi otworami produkcyjnymi, które standardowo przed
rozpoczęciem eksploatacji poddaje się zabiegom wielosekcyjnego
szczelinowania hydraulicznego. Spółka stosuje najnowsze dostępne
technologie wzakresie wierceń iudostępniania złóż, umożliwiające
m.in. wykonywanie otworów horyzontalnych ocałkowitej długości
przekraczającej nawet 6,5 tys. metrów iwykonywanie 150 sekcji
szczelinowania wjednym otworze. Wpołączeniu zwysokimi
parametrami złożowymi posiadanych aktywów zapewnia to efektywne
kosztowo uzyskiwanie bardzo dobrych wyników produkcyjnych.
Wgrudniu 2023 roku, OUC zdołał przyspieszyć program prac capex
zroku 2024 - wiercenie dwóch otworów na obszarze Ferrier zostało
rozpoczęte zwyprzedzeniem.
Na obszarze Ferrier rozpoczęto wiercenie 7 otworów (6,73 netto),
7 odwiertów (7,00 netto) zostało poddanych zabiegowi szczelinowania
ipodłączonych do wydobycia.
Na obszarze Kakwa rozpoczęto wiercenie 3 otworów (3,00 netto),
4 odwierty (3,75 netto) zostały poddane zabiegowi szczelinowania
ipodłączone do wydobycia.
Na obszarze Lochend rozpoczęto wiercenie 2 otworów (1,00
netto), następnie zostały one poddane zabiegowi szczelinowania
ipodłączone do eksploatacji.
Na obszarze Kaybob – wramach bycia mniejszościowym
udziałowcem, OUC partycypował wwierceniu 1 otworu (0,12 netto),
zktórego po wykonaniu zabiegu szczelinowania, zostało uruchomione
wydobycie.
Oprócz prac wiertniczych izabiegów szczelinowania, realizowane
były zadania mające na celu optymalizację wydobycia oraz redukcję
kosztów operacyjnych m.in. poprzez instalacje dedykowanego
uzbrojenia wgłębnego oraz różnego typu zabiegi intensyfikujące
wielkość wydobycia zistniejących otworów produkcyjnych na
obszarach Kakwa, Ferrier, Lochend, Kaybob iBlackstone.
Przez cały rok 2023 ORLEN wKanadzie realizował na obszarze
Kakwa tzw. głęboki przerób (zang. ”deep cut”). Pozwoliło to zwiększyć
poziom produkcji ogółem oraz podwyższyć udział frakcji ciekłej
wwydobyciu, co było korzystne zpunktu widzenia realizowanej marży
operacyjnej.
5. Działalność operacyjna
124Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
rurociągu naftowego TransMountain (z300 tys. boe/d do 890 tys.
boe/d), wiodącego zcentralnej części prowincji Alberta do terminalu
portowego wmiejscowości Burnaby położonego na kanadyjskim
wybrzeżu Pacyfiku, co pozwoli znacząco zwiększyć wolumeny
ropy naftowej eksportowane za pośrednictwem wspomnianego
terminalu. Wspomniane inwestycje mają potencjalnie szanse wpłynąć
również na wzrost opłacalności iwycen aktywów wydobywczych
wZachodniej Kanadzie, oczym m.in. świadczą obecne notowania
terminowych kontraktów na gaz na przyszłe lata, które wykazują
generalnie stopniowy wzrost cen dla zachodnio-kanadyjskiego
benchmarku AECO (jak idla głównego amerykańskiego benchmarku
gazowego Henry Hub), przy jednoczesnym stopniowym spadku
innych benchmarków światowych (wtym m.in. głównego benchmarku
europejskiego TTF, igłównego benchmarku wschodnio-azjatyckiego
JKM).
Dążąc do realizacji synergii operacyjnych oraz koncentracji działań
inwestycyjnych na najbardziej rentownych obszarach, ORLEN
Upstream Canada aktywnie monitoruje rynek lokalny. Wciągu roku
wybrane aktywa zlokalizowane wkluczowych rejonach działalności
ORLEN Upstream Canada zostały poddane szczegółowej analizie
techniczno-ekonomicznej. Pod koniec lipca 2023 roku sfinalizowano
transakcję dotyczącą zakupu niewielkiego pakietu aktywów na
kluczowym dla spółki obszarze Ferrier. Akwizycja miała na celu
konsolidację praw koncesyjnych dla wybranych sekcji na tym
obszarze ipodniesienie jego wartości. We wrześniu 2023 roku,
ORLEN Upstream Canada zrealizował transakcję typu swap związaną
zodstąpieniem praw koncesyjnych do dwóch wygasających sekcji
zprawami do formacji Belly River położonych wskrajnej północnej
części obszaru złożowego Ferrier, której zagospodarowanie nie było
ujęte wdługoterminowym planie inwestycyjnym spółki, wzamian za
udziały wkilku sekcjach zprawami do formacji Cardium położonych
wkluczowych dla spółki częściach obszarów Ferrier iStrachan.
WQ4 2023 roku realizowane były różnego typu prace analityczne
mające na celu określenie strategicznych opcji dla dalszej
działalności segmentu ORLEN wKanadzie. Wspominane prace będą
kontynuowane w2024 roku.
ORLEN Upstream Canada posiada 2,3% udziałów wnotowanej na
giełdzie papierów wartościowych wToronto zintegrowanej spółce
Pieridae Energy posiadającej obecnie konwencjonalne gazowe
aktywa wydobywcze wprowincji Alberta (średnie wydobycie
wokresie 01-09.2023 roku wyniosło 32,6 tys. boe/d, rezerwy 2P na
koniec 2022 roku zostały oszacowane na około 290 mln boe). Spółka
Pieridae Energy jest też operatorem 3 zakładów tzw. głębokiego
przerobu zasiarczonego gazu iposiada udziały wogółem 1,1 mln
akrów kwadratowych (4.5 tys. km
2
) koncesji brutto, co wprzeliczeniu
na posiadane przez tą firmę udziały wkoncesjach odpowiada 0,8 mln
akrów kwadratowych (3,2 km
2
) netto. Wspomniane aktywa zostały
zakupione przez spółkę w2019 roku od firmy Shell. Spółka Pieridae
była również operatorem projektu budowy stacjonarnego terminalu
eksportowego LNG, który miał być zlokalizowany wmiejscowości
Goldboro położonej na wschodnim wybrzeżu Kanady wprowincji
Nowa Szkocja. Pomimo dużego stopnia zaawansowania projektu
od strony formalno-projektowej ostateczna decyzja inwestycyjna
nie została podjęta. Wopublikowanym wlistopadzie 2023 roku
komunikacie, spółka Pieridae poinformowała orozpoczęciu procesu
sprzedaży swojej spółki zależnej Goldboro iaktywów związanych
zbudową terminalu.
*Główne aktywa złożowe wprowincji Alberta zostały powiększone wcelu lepszej ilustracji rozkładu poszczególnych sekcji. Źródło: Opracowanie własne.
SCHEMAT 10
Aktywa wKanadzie
5. Działalność operacyjna
125Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.1.4. Działalność wNorwegii
5.1.4.1. Pozycja iotoczenie
konkurencyjne
Aktywność wobszarze poszukiwań iwydobycia na Norweskim Szelfie
Kontynentalnym utrzymywała się w2023 roku na bardzo wysokim
poziomie. Czynnikami oistotnym wpływie na działalność wydobywczą
wNorwegii w2023 roku była tocząca się wojna na Ukrainie oraz
związany znią kryzys energetyczny. Utrzymany został stabilny poziom
dostaw energii do Europy, pomimo wystąpienia nieplanowanych
iprzedłużających się postojów na niektórych aktywach. Od 2022 roku
Norwegia jest największym dostawcą gazu ziemnego do krajów Unii
Europejskiej.
Obraz otoczenia rynkowego wNorwegii prezentują poniższe
kluczowe statystyki za 2023 roku:
• 4 mln boe/dzień zrealizowanego średniego wydobycia
węglowodorów (+0,3% r/r),
• 92 złoża wfazie eksploatacji,
• 25 planów zagospodarowania złóż (ang. PDO) zostało
zatwierdzonych,
• 34 wykonanych otworów poszukiwawczych,
• 14 nowych odkrytych złóż,
• 47 nowych koncesji przyznanych wramach rundy koncesyjnej APA
2022.
W2023 roku wydobycie węglowodorów wNorwegii kształtowało
się na średnim poziomie 4 mln boe/dzień izanotowało wzrost
o0,3% wstosunku do 2022 roku. Nieco ponad połowę wolumenu
wydobycia, stanowiły frakcje ciekłe, uwzględniając: ropę naftową,
kondensat oraz NGL (ang. natural gas liquids). Udział gazu ziemnego
wwolumenie wydobycia wzrósł o3 p.p. (r/r) istanowił blisko 50%
wolumenu produkcji węglowodorów.
Norweski Dyrektoriat ds. Ropy, rządowy organ administracyjny,
zakłada utrzymanie stabilnego, wysokiego poziomu wydobycia
węglowodorów zSzelfu Norweskiego wperspektywie kolejnych 5 lat.
Zakłada się, że prognozowany średni wolumen wydobycia osiągnie
w2025 roku poziom około 4,3 mln boe/dzień.
Rok 2023 charakteryzował się stabilną, wysoką aktywnością
inwestycyjną firm poszukiwawczo-wydobywczych na Szelfie
Norweskim. Łączny poziom inwestycji, zuwzględnieniem kosztów
poszukiwań, wyniósł 227 mld NOK (+24% r/r). Wramach prowadzonej
aktywności: złożono do zatwierdzenia 13 planów zagospodarowania
złóż (ang. Plan for Development and Operation, PDO) ołącznej
wartości 229 mld NOK, wykonano 32 otworów poszukiwawczych,
atakże dokonano odkrycia 11 nowych złóż ropy igazu. Średni poziom
inwestycji, zuwzględnieniem kosztów poszukiwań, prognozowany jest
na około 210 mld NOK rocznie wlatach 2024-2027.
Historyczny iplanowany poziom wydobycia węglowodorów na Norweskim
Szelfie Kontynentalnym (mln boe/dzień)
WYKRES 33
Źródło: opracowanie własne na podstawie publikacji idanych Norwegian Petroleum Directorate
https://www.sodir.no/en/whats-new/publications/reports/the-shelf/the-shelf-in-2023/
5. Działalność operacyjna
126Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Wysoki wolumen wydobycia iaktywność inwestycyjna wrozwój
nowych złóż, utrzymuje się przy jednoczesnym ograniczaniu poziomu
emisji gazów cieplarnianych, związanych zdziałalnością wydobywczą
na Szelfie Norweskim. Zakładany jest cel zmniejszenia emisji CO
2
opołowę wperspektywie roku 2030, wstosunku do poziomu z2005
roku.
Norweski Szelf Kontynentalny oferuje wciąż atrakcyjny potencjał
zasobowy. Według szacunków Norweskiego Dyrektoriatu ds.
Ropy, łączny potencjał zasobowy Szelfu Norweskiego wynosi 15
575 mln m
3
o.e. (ang. oil equivalents), zczego blisko 55% zostało
wydobyte ze złóż. Około 8,5 mld m
3
o.e. stanowi wciąż potencjał do
wydobycia. Uwzględnia to zarówno potwierdzone rezerwy wzłożach
produkcyjnych izłożach będących wfazie zagospodarowania
(łącznie ok. 2,5 mld m
3
o.e.), odkryte zasoby warunkowe (ok. 1,1 mld
m
3
o.e.), atakże nieodkryte zasoby perspektywiczne zidentyfikowane
wobszarach poszukiwawczych (ok. 3,5 mld m
3
o.e.).
Na koniec 2023 roku, na Szelfie Norweskim aktywnych było 27 firm
poszukiwawczo-wydobywczych: 20 firm pełniło rolę operatora na
koncesjach, 7 firm działało wroli partnera nie-operatora
1
. Wostatnich
latach widoczny jest spadek liczby aktywnych firm, co wynika
zprowadzonych procesów konsolidacji aktywów (rekordową liczbę 56
firm zanotowano w2013 roku). Pozycję lidera na Szelfie Norweskim
utrzymuje firma Equinor, która na koniec 2023 roku była udziałowcem
w284 koncesjach, pełniąc rolę operatora na 202 koncesjach.
Norweski Szelf Kontynentalny pozostaje atrakcyjnym obszarem
aktywności firm zbranży poszukiwawczo-wydobywczej, zuwagi na
m.in.: wysoką perspektywiczność zasobową, wciąż duży potencjał
nowych odkryć ropy naftowej igazu ziemnego, obserwowane
pozytywne trendy wzakresie redukcji kosztów iemisji CO
2
,
poprawy efektywności irozwoju nowych technologii, aktywny rynek
transakcyjny, atakże stabilne środowisko fiskalne iregulacyjne.
Historyczny iplanowany poziom inwestycji na Norweskim Szelfie Kontynentalnym (mld NOK)
Potencjał zasobowy Norweskiego Szelfu
Kontynentalnego (mld m
3
o.e.)
WYKRES 34
WYKRES 35
Źródło: opracowanie własne na podstawie publikacji idanych Norwegian Petroleum Directorate
https://www.sodir.no/en/whats-new/publications/reports/the-shelf/the-shelf-in-2023/
Źródło: Opracowanie własne na podstawie publikacji idanych Norwegian
Petroleum Directorate
https://www.sodir.no/en/whats-new/publications/reports/the-shelf/the-shelf-
in-2023/
1) Źródło: Statystyki Szelfu Norweskiego na podstawie publikacji idanych Norwegian
Petroleum Directorate https://www.norskpetroleum.no/en/facts/companies-production-licence/
5. Działalność operacyjna
127Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.1.4.2. Kluczowe aktywa (poziom
wydobycia ikoncesje)
Grupa ORLEN prowadzi działalność na Norweskim Szelfie
Kontynentalnym również za pomocą spółki PGNiG Upstream
Norway („PGNiG UN”), posiada udziały wkoncesjach wydobywczych
iposzukiwawczo-wydobywczych zlokalizowanych na Morzach:
Norweskim iPółnocnym. Wspólnie zpartnerami zajmuje się
wydobyciem węglowodorów ze złóż: Skarv, Ærfugl, Ærfugl Nord,
Morvin, Vilje, Gina Krog, Skogul, Kvitebjørn, Valemon, Duva, Ormen
Lange, Sleipner East, Sleipner West, Gungne, Utgard, Yme, Tambar
East, Tommeliten Alpha, Marulk iAlve. Dodatkowo spółka uczestniczy
wrealizacji trzeciej fazy zagospodarowania złoża Ormen Lange
oraz wzagospodarowaniu kolejnych ośmiu złóż: Fenris, Alve Nord,
Verdande, Fulla, Hugin, Tyrving, Andvare oraz Ørn. Ponadto PGNiG
UN posiada udziały wterminalu gazowym Nyhymana, gdzie dokonuje
się finalnej separacji gazu przesyłanego m.in. ze złoża Ormen
Lange. Na pozostałych koncesjach PGNiG UN realizuje projekty
poszukiwawcze iprowadzi działania zmierzające do zapewnienia
stabilnych, przewidywalnych idługoterminowych dostaw gazu do
Polski. Obejmują one również potencjalne akwizycje złóż gazowych
wNorwegii.
W2023 roku zposiadanych złóż produkcyjnych spółka PGNiG
UN wydobyła 980 tys. ton ropy naftowej wraz zinnymi frakcjami
wprzeliczeniu na tonę ekwiwalentu ropy naftowej i33,19 TWh gazu
ziemnego. Wydobycie ze złóż było nieznacznie niższe niż w2022
roku, co jest wynikiem naturalnego sczerpywania złóż.
W2023 roku kontynuowano zagospodarowanie 8 złóż. Operatorem
6 znich (Alve Nord, Ørn, Tyrving, Hugin, Fulla iFenris) jest AkerBP.
Szacowane łączne zasoby tych złóż, przypadające na PGNiG UN
wynoszą około 103,8 TWh gazu ziemnego oraz 58,5 mln boe ropy
naftowej wraz zinnymi frakcjami.
Operatorem 2 pozostałych złóż, których zagospodarowanie
kontynuowano w2023 roku (Verdande, Andvare) jest Equinor.
Szacowane łączne zasoby złóż, przypadające na PGNiG UN wynoszą
około 2,3 TWh gazu ziemnego i0,6 mln boe ropy wraz zinnymi
frakcjami.
WIV kwartale 2022 roku, PGNiG UN otrzymało decyzję Ministerstwa
Ropy iEnergii dotyczącą konieczności konsolidacji działalności
prowadzonej przez Grupę ORLEN na Norweskim Szelfie
Kontynentalnym wramach jednego podmiotu. Na początku 2023 roku
Grupa ORLEN prowadziła wNorwegii działalność poprzez PGNiG
UN oraz LOTOS E&P Norge AS (LOTOS Norge). Wcelu spełnienia
wymogu Ministerstwa Ropy iEnergii pod koniec marca 2023 roku
PGNiG UN podpisał umowę nabycia LOTOS Norge. Transakcja została
sfinalizowana 2 maja 2023 roku. Wnastępstwie transakcji wszystkie
udziały wkoncesjach oraz wszyscy pracownicy LOTOS Norge zostali
przetransferowani do PGNiG UN. Dzięki transakcji PGNiG UN pozyskał
udziały wzłożach produkcyjnych Sleipner Vest, Sleipner Øst, Gungne,
Utgard iYme oraz wprojektach zagospodarowania złóż Hugin, Fulla
oraz Tyrving.
Pod koniec maja 2023 roku zawarto również umowę nabycia od
spółki Sval Energi AS 10% udziałów wkoncesji PL211CS. Koncesja
ta zawiera dwa odkrycia: Adriana iSabina. Koncesja położona jest
około 20 km na południowy zachód od obszaru wydobywczego
Skarv, który stanowi kluczowy ośrodek działalności Grupy ORLEN na
Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Nowe złoża zostaną podłączone
do istniejącej wtym rejonie infrastruktury wydobywczej poprzez
eksploatowane złoże Ærfugl, zlokalizowane wpobliżu Skarv. Zapewni
to wyższą rentowność produkcji znowo nabytych złóż, skróci
czas iobniży koszty prac związanych zich zagospodarowaniem,
adodatkowo pozwoli ograniczyć emisje dwutlenku węgla.
Istotnym wydarzeniem w2023 roku było podpisanie umowy
przejęcia 100 procent udziałów wKUFPEC Norway, spółce zależnej
Kuwait Foreign Petroleum Exploration Company k.s.c.c. Wwyniku
przejęcia kontroli nad KUFPEC Norway, PGNIG UN zwiększy swoje
udziały weksploatowanych już złożach Gina Krog, Sleipner Vest,
Sleipner Ost, Gungne iUtgard oraz pozyskał udziały wzłożu Eirin,
które zostało w2023 roku zatwierdzone do zagospodarowania.
Finalizacja transakcji nastąpiła wdniu 5 stycznia 2024 roku. Wwyniku
transakcji, wydobycie gazu ziemnego Grupy ORLEN wNorwegii
w2024 roku osiągnie poziom 4,5 mld m
3
rocznie adzienna produkcja
węglowodorów przewyższy 100 tys. baryłek ekwiwalentu ropy
naftowej. Ponad 80% przejmowanych zasobów stanowi gaz ziemny, co
wpisuje się wstrategię ORLEN zakładającą maksymalizację produkcji
gazu na potrzeby zaopatrzenia rynku polskiego ipozostałych krajów
regionu. Wszystkie produkujące złoża, awprzyszłości także Eirin,
mają połączenie zinfrastrukturą pozwalającą tłoczyć wydobywany
surowiec gazociągiem Baltic Pipe do Polski.
Wgrudniu 2023 roku PGNiG UN podpisał umowę zWintershall Dea
Norge AS dotyczącą wymiany udziałów waktywach wydobywczych
wNorwegii. PGNiG UN uzyska 11,9175% udziałów wzłożu Idun Nord
izwiększy stan posiadania wzłożach Adriana iSabina ododatkowe
1,9175%. Wzamian przekaże Wintershall Dea 3,0825% udziałów
wzłożu Ærfugl Nord. Efektem transakcji będzie zwiększenie zasobów
wydobywalnych oponad 0,4 mld m
3
gazu ziemnego. Wymiana
aktywów pozwoli również PGNiG UN zoptymalizować udziały
wkoncesjach na obszarze Skarv, co poprawi efektywność izmniejszy
koszty zarządzania tymi aktywami.
PGNiG Upstream Norway zawarł również wgrudniu 2023 roku
umowę zHorisont Energi AS, na mocy której PGNiG UN przejął
50% udziałów wprojekcie Polaris zyskując jednocześnie status
Operatora tej koncesji. Transakcja może się przyczynić do
rozwoju nowej linii biznesowej koncernu związanej zodbiorem
izarządzaniem przemysłowymi emisjami CO
2
. Polaris to jeden
znajbardziej zaawansowanych projektów magazynowania dwutlenku
węgla na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Pojemność struktur
geologicznych koncesji Polaris, przypadająca na udział PGNiG
UN, jest aktualnie szacowana łącznie na około 100 milionów ton
dwutlenku węgla, co powinno umożliwić prowadzenie działalności
magazynowej do 25 lat. Wstępny harmonogram zakłada, że
wwypadku ostatecznego potwierdzenia zakładanych możliwości
składowania zatłaczanie dwutlenku węgla mogło by się rozpocząć na
przełomie 2028 i2029 roku. Część magazynowanego CO
2
będzie
pochodziło zzakładu produkcji amoniaku, który Horisont Energi
planuje uruchomić wramach osobnego projektu pod nazwą „Barents
Blue”. Pozostała część pojemności złoża będzie udostępniona
podmiotom zewnętrznym.
5. Działalność operacyjna
128Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
W2023 roku wwyniku połączenia zLOTOS Norge oraz
przeszacowania zasobów wramach posiadanego portfela aktywów
nastąpił wzrost udokumentowanych zasobów wtrakcie 2023 roku
z290,6 mln boe na początku do 347,3 mln boe na koniec. Powyższe
zasoby nie obejmują jeszcze akwizycji sfinalizowanych w2024 roku.
Wstyczniu 2023 roku została rozstrzygnięta kolejna runda koncesyjna
APA 2022 (Awards in Predefined Areas), wwyniku której spółka
PGNiG UN otrzymała udziały w3 koncesjach poszukiwawczych:
• wkoncesji PL1172, PGNiG UN otrzymało 30% udziałów. Operatorem
została firma AkerBP, atrzecim partnerem jest firma DNO Norge,
zudziałami odpowiednio 40% i30%,
• wkoncesji PL1190, PGNiG UN otrzymało 20% udziałów. Operatorem
została firma Harbor Energy (50% ), atrzecim partnerem jest firma
Lime Petroleum z30% udziałów,
• wkoncesji PL1193, PGNiG UN otrzymało 20%. Koncesja jest
zlokalizowana wsąsiedztwie złoża Skarv, ajej operatorem została
firma AkerBP (80%).
Wszystkie 3 koncesje są zlokalizowane wpobliżu istniejącej
infrastruktury produkcyjnej igazociągów, co ułatwia iprzyspiesza
proces ewentualnego ich zagospodarowania. Koncesje PL1172 oraz
PL1193 znajdują się również wbezpośrednim sąsiedztwie złóż, na
których PGNiG UN jest już obecny (Skarv oraz Fenris). Wprzypadku
komercyjnych odkryć potencjalne podłączenie ich do istniejących złóż
pozwoliłoby na realizację dodatkowego efektu synergii wynikającego
zwygenerowania przychodów za wykorzystanie istniejącej
infrastruktury złóż Skarv oraz Fenris.
Wstyczniu 2024 roku rozstrzygnięto następną rundę koncesyjna
APA 2023 (Awards in Predefined Areas), wramach której PGNiG UN
zaoferowano udziały w10 koncesjach poszukiwawczych:
• wkoncesji PL211 DS (będącej rozszerzeniem koncesji PL211 CS,
na której znajdują się złoża Adriana/Sabina), PGNiG UN otrzymało
10% udziałów. Operatorem została firma Wintershall DEA (40%),
apartnerami oprócz PGNiG są firmy Petoro (35%) iAkerBP (15%),
• wkoncesjach PL873B iPL873C, PGNiG UN otrzymało 12,3%
udziałów. Koncesje te są rozszerzeniem koncesji PL873, na której
zlokalizowane jest złoże Fulla. Operatorem została firma AkerBP
(47,7%), apartnerem oprócz PGNiG jest firma Equinor (40%),
• wkoncesji PL1101 B, PGNiG UN otrzymało 30% udziałów. Koncesja
ta jest rozszerzeniem koncesji PL1101. Operatorem została firma
OMV (50%), apartnerem oprócz PGNiG jest firma Pandion (20%),
• wkoncesji PL1088 B, PGNiG UN otrzymało 22,2% udziałów.
Licencja jest rozszerzeniem do licencji PL1088, zlokalizowanej
wokolicy projektu Fenris. Operatorem została firma AkerBP (77,8%),
• wkoncesji PL1199, PGNiG UN otrzymało 30% udziałów. Operatorem
została firma AkerBP (50%), apartnerem oprócz PGNiG jest firma
Source (20%);
• wkoncesji PL1206 S, PGNiG UN otrzymało 22,2% udziałów.
Licencja jest zlokalizowana wokolicy projektu Fenris. Operatorem
została firma AkerBP (77,8%);
• wkoncesji PL1220, PGNiG UN otrzymało 70% udziałów, pełniąc
jednocześnie rolę Operatora koncesji. Jedynym parterem na
koncesji jest firma Equinor (30%).
• wkoncesji PL1229, PGNiG UN otrzymało 20% udziałów.
Operatorem została firma Sval (30%), apartnerami oprócz PGNiG są
firmy DNO (30%) iWintershall DEA (20%).
• wkoncesji PL1230, PGNiG UN otrzymało 20% udziałów.
Operatorem została firma AkerBP (40%), apartnerami oprócz
PGNiG są firmy Wintershall DEA (20%) iPetoro (20%).
Wspólnie zpartnerami kontynuowano również prace na pozostałych
koncesjach poszukiwawczych. W2023 roku PGNiG UN uczestniczyło
wwierceniu 1 odwiertu poszukiwawczego. Wramach projektu
Gina Krog, wktórej PGNiG UN na koniec 2023 roku posiadał 11,3%
udziałów, wykonano odwiert poszukiwawczy iodkryto złoże Dougal.
Szacowane zasoby wydobywalne złoża wynoszą około 8,8 mln
baryłek ekwiwalentu ropy naftowej. Odkryte złoże położone jest
1,5 kilometra na południe od Giny Krog, stąd możliwe było użycie
odwiertu poszukiwawczego do produkcji. Wydobycie ze złoża Dougal
rozpoczęło się na przełomie 2023 i2024 roku.
Na dzień 31 grudnia 2023 roku PGNiG UN posiadało udziały w86
koncesjach poszukiwawczo-wydobywczych na Norweskim Szelfie
Kontynentalnym, wtym 8 operatorskich. Na początku 2024 roku
wwyniku przyznania dodatkowych koncesji wramach APA 2023 oraz
przejęcia spółki KUFPEC, liczba posiadanych koncesji wyniesie 102,
aliczba operatorskich koncesji zwiększy się do 9.
5. Działalność operacyjna
129Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych PGNiG UN.
SCHEMAT 11
Koncesje PGNiG Upstream Norway na 31 grudnia 2023 roku
5. Działalność operacyjna
130Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Złoża PGNiG Upstream Norway na koniec 2023 roku
Koncesja Operator Udział Rodzaj złoża Rodzaj
PL19G (Tambar Øst) Aker BP 34% (5,44% wprojekcie) Złoże ropne Produkcja
PL026 (Hugin)
Aker BP 12,3% Złoże ropno-gazowe
Poszukiwawcza/
Zagospodarowanie
PL026B (Hugin)
PL364 (Hugin)
PL442 (Hugin)
PL442B (Hugin)
PL442C (Hugin)
PL822S (Hugin)
PL874 (Hugin)
PL029 (Sleipner)
Equinor 15%
Złoża gazowo
kondensatowe
Wydobycie/
Poszukiwania
PL046 (Sleipner)
PL029B (Gina Krog)
Equinor
20%
(11,3% wprojekcie)
Złoże ropno-gazowe
Poszukiwawcza/
Produkcyjna
PL029C (Gina Krog)
29,63%
(11,3% wprojekcie)
PL036D (Vilje) Aker BP 24,24% Złoże ropne Produkcja
PL036BS (Heimdal) Equinor 5% Złoże gazowe Likwidacja
PL036E (Tyrving)
AkerBP
16% (11,9% wprojekcie)
Złoże ropne
Poszukiwawcza/
Zagospodarowanie
PL036F (Tyrving)
PL102F (Tyrving)
10%
(11,9% wprojekcie)
PL102G (Tyrving)
PL044 (Tommeliten Alpha) ConocoPhilips
30% dla poszukiwań
(42,1978%
wTommeliten Alpha)
Złoże gazowo-
kondensatowe
Poszukiwawcza/
Produkcja
(42,1978%
wTommeliten Alpha)
PL046E (Utgard)
Equinor
28%
(17,36% wprojekcie)
Złoże gazowe Produkcja
PL046F (Utgard)
PL102 (Skirne)
TotalEnergies 30%
Złoże gazowo-
kondensatowe
Likwidacja
PL102E (Skirne)
PL102C (Atla) TotalEnergies 20%
Złoże gazowo-
kondensatowe
Likwidacja
PL102D (Tir)
AkerBP 20% Poszukiwania
PL102H (Tir)
PL122 (Marulk)
Var Energi 30% Złoże gazowe Produkcja
PL122B (Marulk)
PL122C (Marulk)
PL122D (Marulk)
5. Działalność operacyjna
TABELA 9
131Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
PL127C (Alve Nord) Aker BP 11,92%
Złoże kondensatowo-
gazowe
Zagospodarowanie
PL127DS (Verdande) Equinor
11,92% (0,83%
wprojekcie)
Złoże kondensatowo-
gazowe
Zagospodarowanie
PL134B (Morvin)
Equinor 6% Złoże ropne Produkcja
PL134C (Morvin)
PL146 (Fenris)
AkerBP 22,20%
Złoże gazowo-
kondensatowe
Poszukiwawcza/
Zagospodarowanie
PL146B (Fenris)
PL333 (Fenris)
PL159B (Alve/Andvare)
Equinor 15% Złoże ropno gazowe Produkcja
PL159G (Alve/Andvare)
PL159F (Osprey) PGNiG UN 60% Złoże gazowe Rozpoznanie
PL193 (Kvitebjørn)
Equinor 6,45%
Złoże gazowo-
kondensatowe
Produkcja
PL193C (Kvitebjørn)
PL193B (Valemon)
Equinor
6,45%
(3,225% wprojekcie)
Złoże gazowo-
kondensatowe
Produkcja
PL193D (Valemon)
PL208 (Ormen Lange)
PGNiG UN
Shell (oper. projektu)
45%
(14,0208%
wprojekcie)
Złoże gazowe
Poszukiwawcza/
Produkcja/
Zagospodarowanie
PL50 (Ormen Lange) Shell
9,44%
(14,0208%
wprojekcie)
PL211CS (Adriana/Sabina) Wintershall Dea 10%
Złoże gazowo-
kondensatowe
Rozpoznanie
PL212 (Skarv)
AkerBP
15%
(11,9175% wprojekcie)
Złoże gazowo-
kondensatowe
Produkcja poszukiwania
PL212B (Skarv)
PL262 (Skarv)
PL261C (Skarv) 11,9175%
PL212E (Ærfugl Nord) AkerBP 15%
Złoże gazowo-
kondensatowe
Produkcja
PL316 (Yme)
Repsol Norge 20% Złoże ropne Produkcja
PL316B (Yme)
PL460 (Skogul) Aker BP 35% Złoże ropne Produkcja
PL636 (Duva)
Neptune 30%
Złoże gazowo-
kondensatowe
Produkcja
Poszukiwawcza
PL636C (Duva)
PL636B
PL838 (Lunde) Aker BP 35% Złoże ropne Rozpoznanie
PL838B PGNiG UN 40% Poszukiwawcza
PL873 (Fulla) AkerBP 12,3% Gazowo kondensatowe
Zagospodarowanie/
Poszukiwania
PL918S (Peik) Equinor 25%
Złoże gazowo-
kondensatowe
Rozpoznanie
5. Działalność operacyjna
132Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
PL941 (Newt)
AkerBP 20% Złoże ropno-gazowe Rozpoznanie
PL941B
PL942 (Ørn) AkerBP 40% Złoże gazowe Zagospodarowanie
PL1009 (Warka)
ConocoPhilips 35% Poszukiwawcza
PL1009B (Warka)
PL1013 (Rafiki)
Equinor 40% Poszukiwawcza
PL1013B (Rafiki)
PL1055 (Tomcat)
PGNiG UN 60% PoszukiwawczaPL1055B (Tomcat)
PL1055C (Tomcat)
PL1088 Aker BP 22,20% Poszukiwawcza
PL1091 AkerBP 20% Poszukiwawcza
PL1101 OMV 30% Poszukiwawcza
PL1123 ConocoPhilips 30% Poszukiwawcza
PL1135 PGNiG UN 100% Poszukiwawcza
PL1136 PGNiG UN 50% Poszukiwawcza
PL1142 AkerBP 17,94% Poszukiwawcza
PL1143 AkerBP 17,94% Poszukiwawcza
PL1144 AkerBP 30% Poszukiwawcza
PL1172 AkerBP 30% Poszukiwawcza
PL1175 AkerBP 20% Poszukiwawcza
PL1190 Harbour Energy 20% Poszukiwawcza
PL1193 AkerBP 20% Poszukiwawcza
5. Działalność operacyjna
133Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Zasoby węglowodorów na Norweskim Szelfie Kontynentalnym według koncesji na koniec 2023 roku [wmln boe]
LP Projekt Ropa naftowa Gaz ziemny NGL Zasoby razem
1 Skarv & Ærfugl 2,7 18,5 3,8 25,0
2 Ærfugl Nord 0,1 0,9 0,1 1,1
3 Morvin 0,1 0,1 0,0 0,2
4 Gina Krog 1,4 7,6 0,2 9,3
5 Vilje 1,3 0,0 0,0 1,3
6 Skogul 2,1 0,1 0,0 2,2
7 Tommeliten Alpha 19,1 49,5 2,5 71,1
8 Fenris 15,8 24,2 2,1 42,2
9 Duva 1,8 6,4 1,5 9,7
10 Alve Nord 1,2 3,0 0,8 5,0
11 Kvitebjørn 1,1 6,9 0,3 8,3
12 Valemon 0,0 0,3 0,0 0,3
13 Ørn 0,9 19,1 1,3 21,2
14 Ormen Lange 2,2 67,7 0,0 69,8
15 Marulk 0,1 1,1 0,1 1,3
16 Alve/Andvare 0,2 2,7 0,7 3,6
17 Tambar Ost 0,3 0,0 0,0 0,4
18 Vedande 0,2 0,0 0,0 0,3
19 Gungne 0,1 0,9 0,1 1,1
20 Sleipner Øst 0,2 2,1 0,2 2,5
21 Sleipner Vest 2,2 9,1 0,9 12,2
22 Tyrving 3,3 0,0 0,0 3,4
23 Utgard 1,0 1,4 0,1 2,5
24 Yggdrasil Fulla 4,1 7,2 1,4 12,7
25 Yggdrasil Hugin 25,8 5,3 1,8 32,9
26 Yme 7,9 0,0 0,0 7,9
Zasoby razem 95,2 234,0 18,1 347,3
5. Działalność operacyjna
TABELA 10
Złoża wfazie produkcji
Złoża Skarv oraz Ærfugl rozpoczęły produkcję odpowiednio
wgrudniu 2012 oraz 2020 roku. Obydwa złoża podłączone są do
pływającej platformy Skarv FPSO, która ma założony długi okres
użytkowania. Platforma stanowi atrakcyjne centrum wydobywczo-
transportowe dla kolejnych odkryć wregionie.
Złoże Gina Krog to złoże ropno-gazowe, na którym produkcja
rozpoczęła się wczerwcu 2017 roku. Jego zagospodarowanie było
możliwe dzięki budowie nowej platformy iwykorzystanie pływającej
jednostki opojemności 850 tys. baryłek do magazynowania ropy
naftowej, skąd - zpośrednim przeładunkiem na morzu - ropa jest
dalej transportowana tankowcami. Surowy gaz przesyłany jest zkolei
na platformę Sleipner, zktórej trafia do sieci gazociągów Gassled.
Kondensat oraz NGL są przesyłane do instalacji przetwórczych
wKårstø wNorwegii.
134Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Złoże Ormen Lange jest drugim największym złożem gazowym
wNorwegii zlokalizowanym wpołudniowej części Morza
Norweskiego. Złoże zostało odkryte w1997 roku, adecyzja ojego
zagospodarowaniu została podjęta w2004 roku. Produkcja
rozpoczęła się we wrześniu 2007 roku. Zagospodarowanie złoża
zostało podzielone na kilka faz. W2021 roku rozpoczęto trzecią fazę
zagospodarowania polegającą na instalacji sprężarek zlokalizowanych
na dnie morza, co pozwoli wprzyszłości na efektywniejsze sczerpanie
zasobów złoża. Węglowodory po wydobyciu są transportowanie do
terminalu Nyhamna, gdzie podlegają separacji na gaz oraz kondensat.
Złoże Marulk jest złożem gazowym zlokalizowanym na Morzu
Norweskim. Złoże zostało odkryte w1992 roku, decyzję inwestycyjną
podjęto w2010 roku, podczas gdy produkcja rozpoczęła się
w2012 roku. Zagospodarowanie jest oparte na podwodnej płycie
fundamentowej podłączonej do Norne FPSO, zktórego ropa
odbierana jest przez tankowce, agaz wysyłany jest do terminalu
Kårstø.
Złoże Alve jest złożem gazowo-ropnym odkrytym w1990 roku.
Decyzja inwestycyjna została podjętą w2007 roku oraz produkcja
rozpoczętą w2009 roku. Koncepcja zagospodarowania została
oparta na trzech odwiertach podłączonych do podmorskiej płyty
fundamentowej, podobnie jak wprzypadku złoża Marulk, połączonej
rurociągiem zNorne FPSO.
Złoże Tambar Øst jest złożem ropnym zlokalizowanym wpołudniowej
części Morza Północnego, około 2 kilometry od złoża Tambar.
Odkrycie, zagospodarowanie oraz uruchomienie produkcji nastąpiło
w2007 roku. Zagospodarowanie opiera się na jednym odwiercie
odwierconym zpodmorskiej płyty fundamentowej należącej do
projektu Tambar. Produkcja na złożu została wznowiona pod koniec
2023 roku.
Złoże Tommeliten Alpha jest złożem gazowo-kondensatowym
zlokalizowanym na Morzu Północnym wbezpośrednim sąsiedztwie
złoża Ekofisk. Złoże zostało udokumentowane w1977 roku. Produkcja
rozpoczęła się wpaździerniku 2023 roku. Wydobyte węglowodory
transportowane są na platformę Ekofisk, zktórej gaz transportowany
jest do systemu Gassled, aropa wysyłana jest do Wielkiej Brytanii.
Złoże Sleipner Øst jest złożem gazowo-kondensatowym
zlokalizowanym wcentralnej części Morza Północnego. Złoże
zostało odkryte w1981 roku, aprodukcja rozpoczęła się w1993 roku.
Zagospodarowanie złoża nastąpiło przez budowę platformy Sleipner
A. Odseparowany na platformie gaz przesyłany jest do klientów za
pośrednictwem systemu Gassled, podczas gdy kondensat przesyłany
jest do terminalu Kårstø wcelu dalszej separacji.
Złoże Sleipner Vest jest złożem gazowo-kondensatowym
zlokalizowanym wcentralnej części Morza Północnego. Złoże
odkryto w1974 roku, aprodukcja została rozpoczęta w1996 roku.
Zagospodarowanie złoża nastąpiło przez budowę dwóch platform
Sleipner B oraz Sleipner T. Podobnie jak wprzypadku Sleipner
Øst, gaz zplatformy przesyłany jest do klientów za pośrednictwem
systemu Gassled, natomiast kondensat przesyłany jest do terminalu
Kårstø wcelu dalszej separacji.
5. Działalność operacyjna
Złoże Vilje jest usytuowane wcentralnej części Morza Północnego.
Wsąsiedztwie złoża znajdują się instalacje Alvheim oraz Heimdal.
Złoże zagospodarowane jest metodą podmorską z3 odwiertami
połączonymi rurociągami zpływającą platformą Alvheim FPSO.
Złoże Morvin, odkryte w2001 roku, jest zlokalizowane na obszarze
Morza Norweskiego. Wydobycie realizowane jest poprzez dwie płyty
fundamentowe zlokalizowane na dnie morza. Wspólny rurociąg łączy
Morvin zplatformą Åsgard B.
Złoże Skogul to złoże ropne zlokalizowane na obszarze Morza
Północnego wpobliżu złoża Vilje. Plan zagospodarowania objął
wykonanie odwiertu podłączonego do instalacji podmorskiej na
złożu Vilje, anastępnie wykorzystanie istniejącej infrastruktury, wtym
platformy Alvheim FPSO. Rozpoczęcie produkcji nastąpiło w2020
roku.
Złoże Kvitebjørn zostało odkryte w1994 roku, decyzja ojego
zagospodarowaniu została podjęta w2000 roku. Produkcja ze złoża
rozpoczęła się zkolei w2004 roku. Zagospodarowanie nastąpiło
poprzez wybudowanie dedykowanej platformy zzainstalowaną
na stałe instalacją wiertniczą. Pozwala to na wiercenie kolejnych
odwiertów wramach dalszego zagospodarowania złoża.
Złoże Valemon zostało odkryte w1985 roku, przy czym decyzja
inwestycyjna została zatwierdzona w2011 roku. Rozpoczęcie produkcji
nastąpiło w2015 roku. Zagospodarowanie polegało na postawieniu
bezobsługowej platformy zuproszczonym systemem separacji.
Wstępnie odseparowana ropa naftowa igaz są transportowane do
platformy Kvitebjørn.
Złoże Duva jest złożem ropno-gazowym zlokalizowanym wpółnocnej
części Morza Północnego. Zostało odkryte w2016 roku, decyzja
inwestycyjna została podjęta w2019 roku, arozpoczęcie produkcji
nastąpiło wsierpniu 2021 roku. Zagospodarowanie oparte jest na
podwodnej płycie fundamentowej ztrzema odwiertami ropnymi
ijednym odwiertem gazowym, które są podłączone do platformy
Gjøa. Ropa jest transportowana zplatformy Gjøa przez ropociąg
Troll Oil Pipeline II do terminalu Mongstad, podczas gdy gaz jest
transportowany przez rurociąg będący częścią systemu Far North
Liquids and Associated Gas System (FLAGS) do terminalu St Fergus
wWielkiej Brytanii.
Złoże Ærfugl Nord jest złożem kondensatowo-gazowym odkrytym
w2012 roku. Decyzja ozagospodarowaniu złoża została podjęta
w2018 roku, podczas gdy produkcja rozpoczęła się wlistopadzie
2021 roku. Zagospodarowanie opiera się na jednym odwiercie
podłączonym za pośrednictwem gazociągu Ærfugl do Skarv FPSO.
Kondensat jest wysyłany tankowcami bezpośrednio ze Skarv FPSO,
podczas gdy gaz jest przesyłany do terminalu wKårstø.
135Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Złoże Gungne jest złożem gazowo kondensatowym
zagospodarowanym odwiertami podłączonymi bezpośrednio do
platformy Sleipner A. Odkrycie złoża nastąpiło w1982 roku, decyzja
ozagospodarowaniu podjęto w1995 roku, arozpoczęcie produkcji
nastąpiło w1996 roku. Wydobyte węglowodory dostarczane są do
platformy Sleipner A.
Złoże Utgard jest złożem gazowo-kondensatowym podłączonym
do platformy Sleipner T. Złoże odkryto w1982 roku. Złoże zostało
zagospodarowane przez odwiercenie dwóch odwiertów połączonych
przez podmorską płytę fundamentową zplatformą Sleipner T.
Produkcję rozpoczęto w2019 roku.
Złoże Yme jest złożem ropnym zlokalizowanym wpołudniowo-
zachodniej części Morza Północnego, które zostało odkryte w1987
roku. Produkcję rozpoczęto w1996 roku, natomiast w2001 roku
zdecydowaniu ojej zakończeniu. W2007 roku podjęto próbę
ponownego zagospodarowaniu złoża. Jednak zuwagi na problemy
techniczne nie zdecydowano się na rozpoczęcie produkcji iw2013
roku usunięto platformę zkoncesji. W2018 roku zdecydowano
otrzecim podejściu do zagospodarowania złoża Yme, które
zakończyło się rozpoczęciem produkcji w2021 roku.
Złoża wfazie zagospodarowania lub wyboru
koncepcji zagospodarowania
Złoże Fenris (nazywane wcześniej King Lear) jest złożem gazowo-
kondensatowym zlokalizowanym na Morzu Północnym. W2021 roku
wybrano koncepcję zagospodarowania złoża, która będzie polegać
na podłączeniu go do platformy Valhall. W2022 roku podjęta została
ostateczna decyzja inwestycyjna, auruchomienie produkcji jest
zakładane w2027 roku.
Złoże Alve Nord zostało odkryte w2011 roku. W2022 roku firma
AkerBP będąca operatorem projektu, przygotowała koncepcję
zagospodarowania złoża apod koniec roku podjęta została
ostateczna decyzja inwestycyjna. Uruchomienie produkcji jest
zakładane w2027 roku.
Złoże Ørn zostało odkryte w2019 roku. Złoże jest zlokalizowane
około 20 km od złoża Skarv. Wkońcu 2022 roku podjęta została
ostateczna decyzja inwestycyjna, auruchomienie produkcji jest
zakładane w2027 roku.
Złoże Verdande (nazywane wcześniej Alve Nord East/Cape Vulture)
jest złożem zlokalizowanym na koncesjach PL127DS, PL128 oraz
PL128D. PGNiG UN posiada udziały jedynie wkoncesji PL127DS.
W2022 roku przeprowadzona została unityzacja koncesji, wwyniku
której PGNiG UN objął 0,83% udziałów wprojekcie inwestycyjnym.
Wkońcu 2022 roku podjęta została również ostateczna decyzja
inwestycyjna, auruchomienie produkcji jest zakładane w2025 roku.
Złoże Tyrving jest złożem ropnym zlokalizowanym wcentralnej
części Morza Północnego. Koncepcja zagospodarowania została
zaakceptowana przez władze norweskie wpołowie 2023 roku
izakłada ona odwiercenie dwóch odwiertów, które za pośrednictwem
podmorskiej płyty fundamentowej będą połączone zplatformą
Alvheim.
Projekt Hugin jest zlokalizowany wcentralnej części Morza
Północnego ijest częścią zagospodarowania Yggdrasil. Projekt składa
się ztrzech odkryć: Frigg Gamma Delta, Rind oraz Langfiellet. Zgody
władz norweskich na zagospodarowanie projektu zostały wydane
wpołowie 2023 roku. Zagospodarowanie dotyczy wspomnianych
odkryć oraz ponownego zagospodarowania złoża Frøy.
Zagospodarowanie zakłada wybudowanie dwóch platform (Hugin
Aoraz Hugin B), jak również podmorskich płyt fundamentowych
podłączonych do platformy Hugin A. Hugin Abędzie centrum
separacji węglowodorów dla całego rejonu Yggdrasil. Gaz, wcelu
dalszej separacji, będzie przesyłany do terminalu Kårstø, podczas gdy
ropa przesyłana będzie ropociągiem do terminalu Sture.
Złoże Fulla zlokalizowane jest wcentralnej części Morza Północnego
wrejonie Yggdrasil. Odkrycie złoża nastąpiło w2009 roku aplan
zagospodarowania został zatwierdzony przez władze Norweskie
wpołowie 2023 roku. Wraz zzagospodarowaniem złoża Fulla
ponownie zostanie zagospodarowane również złoże Lille-Frigg.
Koncepcja zagospodarowania polega na budowie podmorskiej płyty
fundamentowej podłączonej do platformy Hugin A.
Złoża wfazie poszukiwania / rozpoznania
Złoże Shrek (wcześniej Lunde) jest złożem ropnym zlokalizowanym
wbezpośrednim sąsiedztwie platformy Skarv FPSO. Złoże
zostało udokumentowane za sprawą odwiertu poszukiwawczego
wykonanego w2019 roku, którego operatorem był PGNiG UN. Na
czas zagospodarowania operatorstwo zostało przekazane firmie
Aker BP. Wchwili obecnej trwają prace dotyczące wyboru koncepcji
zagospodarowania. Podjęcie ostatecznej decyzji inwestycyjnej ma
nastąpić w2024 roku.
Złoże Peik zlokalizowane jest wcentralnej części Morza
Północnego. Złoże zostało odkryte w1985 roku. Obecnie bada
się możliwość podłączenia złoża do platformy Bruce, położonej
po stronie Zjednoczonego Królestwa. Alternatywna koncepcja
zagospodarowania polegałaby na podłączeniu złoża do platformy
Hugin A(Yggdrasil).
Złoże Tommeliten Gamma zlokalizowane jest na tej samej licencji
co złoże Tommeliten Alpha. Złoże zostało odkryte w1978 roku,
decyzja ozagospodarowaniu została podjęta w1986 roku, asama
produkcja rozpoczęła się w1988 roku itrwała do 1998 roku. Obecnie
rozpatrywana jest możliwość ponownego zagospodarowania złoża.
Złoże Newt zlokalizowane jest 14 km na północny wschód od złoża
Skarv. Odkrycie złoża nastąpiło w2022 roku. Obecnie badane są
możliwości zagospodarowania złoża poprzez podłączenie go za
pomocy podmorskiej płyty fundamentowej do Skarv FPSO.
Złoże Newt zlokalizowane jest 14 km na północny wschód od złoża
Skarv. Odkrycie złoża nastąpiło w2022 roku. Obecnie badane są
możliwości zagospodarowania złoża poprzez podłączenie go za
pomocy podmorskiej płyty fundamentowej do Skarv FPSO.
5. Działalność operacyjna
136Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.1.5. Działalność na Litwie
5.1.5.1. Pozycja iotoczenie
konkurencyjne
Na Litwie nie ma aktywnego rynku poszukiwań iwydobycia. Spółki
zdawnej Grupy LOTOS, należące do Grupy Kapitałowej AB LOTOS
Geonafta są jedynymi podmiotami prowadzącymi wydobycie ropy
naftowej ze złoż litewskich. 100% udziałów współkach litewskich
należy do AB LOTOS Geonafta, za wyjątkiem społki UAB Minijos
Nafta, wktórej AB LOTOS Geonafta posiada 50% udziałów, apozostali
inwestorzy to: Tethys Oil AB, Odin Energy A/S oraz inwestorzy
prywatni.
5.1.5.2. Kluczowe aktywa (poziom
wydobycia ikoncesje)
Działalność poszukiwawczo-wydobywcza Grupy ORLEN na Litwie
realizowana jest za pośrednictwem spółki zależnej AB LOTOS
Geonafta zsiedzibą wGargždai. Spółka posiada swoją własną grupę
kapitałową, wskład której wchodzą następujące podmioty:
• UAB Genciu Nafta (100% należy do AB LOTOS Geonafta),
• UAB Manifoldas (100% należy do AB LOTOS Geonafta),
• UAB Minijos Nafta (50% należy do AB LOTOS Geonafta).
Średni wolumen wydobycia zrealizowany przez spółki Grupy LOTOS
Geonafta w2023 roku wyniósł 426 boe/dzień (-9,5% r/r).
Wydobycie prowadzono na lądowych złożach ropy naftowej
zlokalizowanych wobrębie bloków koncesyjnych: Girkaliai,
Genciai, Kretinga, Nausodis, Klaipeda, Gargždai. Pozostałe rezerwy
wydobywalne Grupy LOTOS Geonafta wkategorii 2P szacowane są
na 1,1 mln boe według stanu na koniec 2023 roku (100% ropa naftowa).
Źródło: Opracowanie własne.
SCHEMAT 12
Koncesje Grupy Kapitałowej AB LOTOS Geonafta na 31 grudnia 2023 roku
5. Działalność operacyjna
137Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.1.6. Działalność wpozostałych
krajach
Pakistan
ORLEN poprzez swój Oddział Operatorski prowadzi prace
poszukiwawcze ieksploatacyjne wPakistanie na podstawie umowy
na poszukiwanie ieksploatację węglowodorów na obszarze koncesji
Kirthar. Poszukiwania prowadzone są wspólnie zPakistan Petroleum
Ltd. (PPL), zgodnie zpodziałem udziałów ikosztów ORLEN (operator)
– 70%, PPL – 30%. Zasoby wydobywalne na koniec 2023 roku (gazu
ziemnego zaazotowanego wprzeliczeniu na gaz wysokometanowy,
przypadający dla ORLEN): 76,8 TWh (44,7 mln boe), wtym na złożu
Rehman około 47 TWh (27,69 mln boe), Rizq około 15,5 TWh (9,01 mln
boe) iRayyan około 13,6 TWh (ok. 8 mln boe). Eksploatacja ze złóż
Rehman iRizq prowadzona jest za pomocą kopalni na złożu Rehman.
Udział ORLEN wprodukcji ze złóż Rehman iRizq, prowadzonej 12
odwiertami w2023 roku, wyniósł około 3,44 TWh (2,02 mln boe) oraz
ok. 450 ton (3,5 tyś boe) kondensatu. Wramach zagospodarowania
złóż Rehman iRizq, ukończono wiercenie ipodłączono do produkcji
otwór Rehman-8. Rozpoczęto również budowę placu pod wiercenie
otworu eksploatacyjnego Rizq-5, przewidzianego do wykonania
wpierwszej połowie 2024 roku.
Wramach kontynuacji prac poszukiwawczych na koncesji Kirthar
w2023 roku Oddział wPakistanie wraz zOGiE ukończył wiercenie
otworu poszukiwawczego Rayyan-1, którym dokonał odkrycia
trzeciego złoża gazu ziemnego oszacunkowych zasobach
wydobywalnych wprzeliczeniu na gaz wysokometanowy około 1,25
mld m
3
(ok. 8 mln boe). W2023 roku zakończono przetwarzanie
oraz interpretację danych sejsmicznych 2D, wwyniku których
zidentyfikowany został prospekt Rafat, dla którego rozpoczęto prace
przygotowawcze pod kątem wiercenia otworu poszukiwawczego
Rafat-1 przewidzianego do realizacji w2024 roku.
Łącznie w2023 roku odwiercono około 3 kmb wotworach Rayyan-1
iRehman-8 ST-3. Równolegle do prac wiertniczych wramach
rozbudowy kopalni Rehman prowadzono instalację kompresji
zbiorczej na złożach Rehman iRizq oraz zakończono budowanie
stacji odbioru kondensatu. Ponadto, jako nie operator, ORLEN
z25% udziałem uczestniczy wpracach na koncesji poszukiwawczej
Musakhel. Pozostałymi udziałowcami są PPL jako operator z37,2%
udziałów oraz Oil and Gas Development Company Limited (OGDCL)
iGovernment Holding Private Limited (GHPL) zudziałami odpowiednio
35,3% i2,5%. Na koncesji Musakhel w2023 roku prowadzona jest
akwizycja zdjęcia sejsmicznego 2D oraz jego przetwarzanie.
Wramach rozwoju działalności poszukiwawczej ORLEN pozyskał wraz
zoperatorstwem 59% udziałów wwysoko perspektywicznej koncesji
Baran ważnej przez okres 3 lat począwszy od 05.12.2023 roku.
Pozostałymi udziałowcami na koncesji są Pakistan Petroleum Limited
(PPL) posiadający 31% udziałów oraz Oil & Gas Investments Limited
(OGIL) posiadający 10% udziałów.
Zjednoczone Emiraty Arabskie
Oddział ORLEN wRas Al Khaimah wZjednoczonych Emiratach
Arabskich (OZEA) prowadzi działalność od stycznia 2019 roku, od
momentu podpisania, pomiędzy PGNiG aRegulatorem Działalności
Naftowej wEmiracie Ras Al Khaimah (Ras Al Khaimah Petroleum
Authority - RAKPA), umowy koncesyjnej na prowadzenie prac
poszukiwawczych ieksploatację węglowodorów (Exploration and
Production Sharing Agreement) na Bloku 5 opowierzchni 619
km
2
wEmiracie Ras Al Khaimah. ORLEN jest Operatorem koncesji
iposiada 90% udziałów, a10% udziałów należy do lokalnego Partnera
RAK Gas. Koncesja obejmuje trzy 2-letnie okresy poszukiwawcze, oraz
30-letni okres eksploatacji.
Wpierwszym okresie poszukiwawczym, OZEA przeprowadził
akwizycję, przetwarzanie oraz interpretację danych sejsmicznych
3D obejmujące znaczną część Bloku 5 (ok. 340 km
2
powierzchni
wzbudzania). Wkwietniu 2021 roku przystąpiono do drugiego okresu
poszukiwawczego, wktórym do zobowiązań koncesyjnych należało
odwiercenie pierwszego otworu poszukiwawczego.
Wiercenie otworu Oryx-1 rozpoczęto wgrudniu 2022 roku. Planowaną
głębokość 3 650 m osiągnięto wmarcu 2023 roku. Do września
2023 roku. przeprowadzono testy złożowe czterech potencjalnych
horyzontów wdwóch etapach. Wczasie testów nie stwierdzono
komercyjnego dopływu węglowodorów. Otwór został zlikwidowany.
Wykonawcą prac wiertniczych było EXALO Drilling.
Dd listopada 2022 roku realizowany jest program dodatkowych prac
sejsmicznych 3D. Badania sejsmiczne obejmują Blok 5 oraz sąsiedni
Blok 6 isą realizowane wkooperacji zRAKPA, który jest operatorem
projektu. Celem wykonywanych prac jest rozpoznanie nowych
prospektów poszukiwawczych, co pozwoli na zaplanowanie drugiego
otworu poszukiwawczego na obszarze koncesji (Blok 5) wIII okresie
poszukiwawczym. Wzwiązku ztrwającym procesem przetwarzania
nowego zdjęcia sejsmicznego 3D, którego wyniki będą kluczowe
dla dalszych prac poszukiwawczych, zawnioskowano do Regulatora
oprzedłużenie II okresu poszukiwawczego do końca 2024 roku.
Łączne nakłady przeznaczone przez ORLEN wramach działalności
poszukiwawczej iwydobywczej prowadzonej za granicą przez Zespół
Oddziałów PGNiG ORLEN wyniosły około 194 mln PLN, wtym nakłady
inwestycyjne poniesione wPakistanie w2023 roku wyniosły około 95
mln PLN, awZjednoczonych Emiratach Arabskich nakłady wyniosły
około 99 mln PLN.
5. Działalność operacyjna
138Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.1.7. Sprzedaż wolumenowa
iusługowa
Ukraina
W2021 roku PGNiG podpisał zERU Management Services umowę
na zakup pakietu kontrolnego 85% udziałów wukraińskiej spółce
Karpatgazvydobuvannya, będącej wyłącznym właścicielem koncesji
Byblivska zlokalizowanej na Zachodniej Ukrainie przy granicy
zPolską. Karpatgazvydobuvannya posiada koncesję na poszukiwanie
iwydobycie węglowodorów wzachodniej części obwodu lwowskiego.
Pod względem budowy geologicznej obszar ten jest zbliżony do
struktur złoża Przemyśl – największego złoża gazu ziemnego
wPolsce, które PGNiG eksploatuje od ponad 60 lat. Na atrakcyjność
ipotencjał tego obszaru wskazują wstępne analizy danych
geologiczno-geofizycznych.
Libia
Wwyniku pogorszenia się sytuacji bezpieczeństwa wLibii, spółka
PGNiG Upstream North Africa (PGNiG UNA) zgłosiła wsierpniu
2014 roku do National Oil Corporation (NOC) stan Siły Wyższej.
Wodpowiedzi na pisemne wezwanie przez NOC do zniesienia
Siły Wyższej, PGNiG UNA wyraziła gotowość do wznowienia
poszukiwań na koncesji wLibii pod warunkiem uzgodnienia
warunków powrotu, wszczególności zapewnienia bezpieczeństwa
wregionie prac poszukiwawczych idodatkowego wydłużenia
okresu poszukiwań potrzebnego do przeprowadzenia przetargów
na usługi podwykonawstwa oraz przygotowania wyłonionych firm
do rozpoczęcia prac na koncesji. Pierwsze formalne rozmowy
zNOC wsprawie warunków zniesienia Siły Wyższej odbyły się
10 października 2023 roku. Stan Siły Wyższej nie został formalnie
zniesiony. Nadal prowadzone są rozmowy zNOC, które mają
doprowadzić do odwieszenia Siły Wyższej w2024 roku.
PGNiG UNA sporządziła projekt inwestycyjny zakładający wykonanie
wlatach 2024-2025 dwóch odwiertów poszukiwawczych, ok. 500
km
2
sejsmiki 3D oraz prac interpretacyjno-analitycznych obejmujących
m.in. aktualizację szacunku wielkości zasobów węglowodorów.
Projekt uzyskał pozytywne opinie izgody wszystkich organów
korporacyjnych, zgodnie zprocedurami obowiązującymi wORLEN.
Wgrudniu 2023 roku Zarząd iRada Nadzorcza ORLEN wyraziły zgodę
na realizację isfinansowanie projektu inwestycyjnego. Na podstawie
wyników prac objętych projektem zakłada się podjęcie dalszych
decyzji dotyczących strategii prac poszukiwawczo-rozpoznawczych
na obszarze licencyjnym CA113 iaktualizacji scenariuszy
zagospodarowania złoża.
Wtrakcie 2023 roku prowadzono rozmowy zpotencjalnymi
wykonawcami zaplanowanych prac poszukiwawczych. W2023 roku
zorganizowano kilka wyjazdów rekonesansowych do Trypolisu.
Podczas nich odbyły się spotkania zkierownictwem NOC, firm
serwisowych oraz operatorem Zallaf. Zoperatorem Zallaf we wrześniu
2023 roku podjęto rozmowy na temat współpracy wdalszych pracach
poszukiwawczych iewentualnego wspólnego zagospodarowania
złoża NC210 sąsiadującego bezpośrednio zobszarem licencyjnym
CA113, na którym to złożu Zallaf prowadzi prace poszukiwawczo-
rozpoznawcze.
Sprzedaż wolumenowa Grupy ORLEN wsegmencie Wydobycie [mln PLN/ tys. ton]
Sprzedaż
2023 2022 2021 zmiana %
Wartość Wolumen Wartość Wolumen Wartość Wolumen Wartość Wolumen
1 2 3 4 5 6 7 8=(2-4)/4 9=(3-5)/5
Ropa naftowa 2 945 1 181 458 191 81 50 543,0% 518,3%
Gaz ziemny
1
1 539 330 1 344 429 339 413 14,5% (23,1%)
NGL 902 289 608 203 378 191 48,4% 42,4%
LNG 60 16 28 3 - - 114,3% 433,3%
Pozostałe
2
868 65 199 12 - - 336,2% 441,7%
Razem 6 314 1 881 2 637 838 798 654 139,4% 124,5%
1) Wartościowo przychody uwzględniają również sprzedaż gazu ziemnego wwysokości 10 185 GWh.
2) Pozostałe: wujęciu ilościowym pozycja obejmuje siarkę; wujęciu wartościowym pozycja obejmuje sprzedaż usług, energii elektrycznej oraz 2 571 tys. m
3
helu.
5. Działalność operacyjna
TABELA 11
139Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Wzrost wolumenów sprzedaży Grupy ORLEN na rynku polskim
wynika przede wszystkim zujęcia wkonsolidacji przez cały 2023 rok
wolumenów sprzedanych przez spółki dawnej Grupy LOTOS oraz
PGNiG.
Podstawowe produkty oferowane na rynku wPolsce obejmują
ropę naftową oraz gaz ziemny wysokometanowy izaazotowany.
Część wydobywanego gazu zaazotowanego podlega dalszemu
przetworzeniu na gaz wysokometanowy wzakładach wOdolanowie
oraz Grodzisku Wielkopolskim gdzie uzyskuje się również m.in. LNG,
gazowy iciekły hel oraz ciekły azot. Ponadto wwyniku procesu
oczyszczania ropy naftowej pod kątem osiągnięcia parametrów
handlowych, uzyskiwana jest siarka imieszanina propan-butan.
Sprzedaż wolumenowa Grupy ORLEN wsegmencie Wydobycie wPolsce [tys. ton]
Sprzedaż 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Ropa naftowa 180 82 - 98 119,5%
Gaz ziemny 0 78 35 (78) -
LNG 16 3 - 13 433,3%
Pozostałe 65 12 - 53 441,7%
Razem 261 175 35 86 49,1%
1) Nie uwzględnia 10 185 GWh gazu ziemnego oraz 2 571 tys. m
3
helu sprzedanego w2023 roku przez Oddział PGNiG wchodzącego wskład ORLEN S.A.
Sprzedaż wolumenowa Grupy ORLEN wsegmencie Wydobycie wNorwegii [tys. ton]
Sprzedaż 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Ropa naftowa 916 18 - 898 4988,9%
NGL 112 20 - 92 460,0%
Razem 1 028 38 - 990 2605,3%
Sprzedaż wolumenowa Grupy ORLEN wsegmencie Wydobycie wKanadzie [tys. ton]
Sprzedaż 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Ropa naftowa 85 91 50 (6) (6,6%)
Gaz ziemny 330 351 378 (21) (6,0%)
NGL 177 183 191 (6) (3,3%)
Razem 592 625 619 (33) (5,3%)
Wzrost (r/r) sprzedaży na rynku norweskim w2023 roku wynika głównie zpozyskania nowych koncesji na Norweskim Szelfie Kontynentalnym,
akwizycji KUFPEC oraz ujęcia wkonsolidacji wolumenów sprzedaży zcałego 2023 roku.
Na rynku kanadyjskim sprzedaż Grupy ORLEN wyniosła 592 tys. ton ibyła niższa o(-) 5,3% (r/r) wefekcie niższego zapotrzebowania na gaz ziemny.
5. Działalność operacyjna
TABELA 12
TABELA 13
TABELA 14
140Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Grupa ORLEN w2023 roku wramach segmentu Wydobycia
prowadziła również działalność usługową poprzez spółki Geofizyka
Toruń oraz EXALO Drilling.
Geofizyka Toruń jest dostawcą innowacyjnych rozwiązań
geofizycznych, geotechnicznych, geologicznych ihydrogeologicznych
wzakresie badania budowy geologicznej na potrzeby szeroko
pojętego sektora multienergetycznego, wszczególności na rzecz
poszukiwań ropy naftowej igazu ziemnego, odnawialnych źródeł
energii (geotermia oraz morska energetyka wiatrowa), infrastruktury
morskiej ilądowej, energetyki jądrowej oraz podziemnych magazynów
wkraju iza granicą.
W2023 roku Geofizyka Toruń realizowała zadania wzakresie
następujących usług:
• akwizycji danych sejsmicznych wPolsce, Albanii, Chorwacji,
Czechach, Egipcie, Kolumbii, Niemczech oraz Zjednoczonych
Emiratach Arabskich;
• przetwarzania iinterpretacji danych sejsmicznych dla kontrahentów
zPolski, Chorwacji, Grecji, Holandii, Kolumbii, Norwegii, Pakistanu,
Szwajcarii, Turcji, Ukrainy oraz Węgier;
• geofizyki otworowej wPolsce iSłowacji oraz interpretacji pomiarów
geofizyki otworowej dla kontrahentów zPolski;
• geotechnicznych, geologicznych ihydrogeologicznych oraz
geofizyki inżynierskiej wPolsce - na lądzie, jak ina Morzu Bałtyckim.
Prowadzono również liczne prace badawczo-rozwojowe
iprzedsięwzięcia innowacyjne na potrzeby sektora
multienergetycznego, wtym OZE. W2023 roku wdrożono m.in.
kamerę otworową wysokiej rozdzielczości FullHD do pomiarów
inspekcyjnych wotworach wiertniczych (Well Inspection Camera),
natomiast na potrzeby morskiej energetyki wiatrowej wdrożono
innowacyjną metodę wysoko rozdzielczych pomiarów sejsmicznych
2D na morzu (UHRS). Konsekwentnie realizowano również
przedsięwzięcia związane zminimalizacją śladu węglowego.
Wramach tego przedsięwzięcia uruchomiono innowacyjny system
ogrzewania obiektów wsiedzibie Spółki (ECO HEAT).
W2023 roku Geofizyka Toruń S.A. realizowała na rynku krajowym
zlecenia głównie dla ORLEN SA Oddział Geologii iEksploatacji PGNiG
wWarszawie, jak również dla podmiotów zGrupy ORLEN takich jak:
ORLEN Upstream Sp. zo.o., LOTOS Petrobaltic S.A., EXALO Drilling
S.A., Gazoprojekt S.A., Gas Storage Poland Sp. zo.o., ORLEN Synthos
Green Energy Sp. zo.o., Baltic Power Sp. zo.o. Ponadto na rynkach
zagranicznych Spółka wykonywała prace dla ORLEN SA Oddział
Operatorski PGNiG wPakistanie oraz dla PGNiG Upstream Norway
AS.
WPolsce Spółka realizowała także zlecenia m.in. dla takich
podmiotów jak KGHM Polska Miedź S.A., Polskie Elektrownie
Jądrowe Sp. zo.o., Przedsiębiorstwo Budowy Kopalń PeBeKa S.A.,
Przedsiębiorstwo Geologiczne Geoprojekt Szczecin Sp. zo.o.,
Przedsiębiorstwo Przeładunku Paliw Płynnych Naftoport Sp. zo.o.,
UOS Drilling S.A. oraz Zarząd Morskiego Portu Gdynia S.A.
W2023 roku wykonano wPolsce na zlecenie ORLEN S.A. Oddział
Geologii iEksploatacji PGNiG wWarszawie 43,48 km sejsmiki 2D i1
518,56 km
2
sejsmiki 3D. Łącznie w2023 roku spółka wykonała 187,95
km sejsmiki 2D oraz około 2 029,53 km
2
sejsmiki 3D. ORLEN Oddział
Geologii iEksploatacji PGNiG wykonał wPolsce około 1 669,0 km
2
sejsmiki 3D oraz 43,5 kmb sejsmiki 2D.
Należące do Grupy ORLEN spółka EXALO Drilling świadczy usługi
zzakresu prac wiertniczych oraz serwisowych zarówno dla Grupy
ORLEN, jak ina rzecz podmiotów zewnętrznych. Spółka jest jednym
zwiodących europejskich przedsiębiorstw zsektora wierceń
lądowych posiadającym wswoim portfelu usług pełny zakres
profesjonalnych serwisów otworowych.
Do najważniejszych kontraktów realizowanych w2023 roku należały
m.in.:
• na rzecz Grupy ORLEN: świadczenie usług wzakresie wiercenia
oraz robót górniczych, świadczenie usług serwisowych,
• na rzecz podmiotów zewnętrznych wPolsce: wykonanie otworu
geotermalnego Chochołów GT-1 wChochołowie, wykonanie otworu
Ignacy wcelu ujęcia wód leczniczych wCiężkowicach, wykonanie
otworu poszukiwawczo-rozpoznawczego wód termalnych Jasienica
GT-1 wmiejscowości Grodziec, zapewnienie urządzeń wiertniczych
wraz zpersonelem iwybranymi serwisami wiertniczymi dla
Przedsiębiorstwa Budowy Kopalń PeBeKa S.A.;
• na rzecz podmiotów zewnętrznych za granicą: wykonanie
odwiertów lub rekonstrukcji otworów dla kontrahentów wAustrii, na
Węgrzech, wZimbabwe, wPakistanie, wUkrainie iCzechach.
Spółka realizowała także zlecenia dla Oddziału ORLEN
wZjednoczonych Emiratach Arabskich oraz wPakistanie.
Największym odbiorcą usług spółki w2023 roku była Grupa
ORLEN. Do największych odbiorców spoza Grupy ORLEN można
zaliczyć Przedsiębiorstwo Budowy Kopalń PeBeKa S.A. oraz gminy
iprzedsiębiorstwa produkujące energię cieplną.
EXALO Drilling S.A. w2023 r. prowadziła prace w47 otworach
wiertniczych ołącznym metrażu ok. 82,2 kmb oraz w45 otworach
rekonstrukcyjnych. W2023 roku ORLEN Oddział Geologii
iEksploatacji PGNiG prowadził wiercenia w28 otworach ołącznym
metrażu 39,0 kmb.
5. Działalność operacyjna
141Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.1.8. Aktywa logistyczne
Usługi logistyki morskiej wobszarze Morza Bałtyckiego realizowane
są przez spółki zGrupy Kapitałowej Miliana Shipholding Company
Limited. Usługi te obejmują m.in.: odbiór imagazynowanie ropy
naftowej wrejonie wydobycia, transport ropy naftowej ze złoża
do portu, asystę ratowniczą dla platform, transporty personelu,
sprzętu imateriałów wramach obsługi bieżącej procesów oraz prac
prowadzonych na platformach, atakże prace specjalistyczne związane
zwymianą infrastruktury na eksploatowanych złożach.
Wydobycie ropy naftowej iwspółwystępującego gazu ziemnego
ze złoża B3 realizowane jest wramach Grupy Kapitałowej LOTOS
Petrobaltic iodbywa się przy pomocy platformy produkcyjnej Baltic
Beta oraz platformy bezzałogowej PG-1. Wydobyta ropa naftowa jest
magazynowana na tankowcu inastępnie transportowana tankowcem
lub zbiornikowcem do portu iwcałości sprzedawana do ORLEN
S.A. Wydobyty gaz ziemny jest przesyłany rurociągiem podwodnym
odługości ponad 80 km do Elektrociepłowni Energobaltic we
Władysławowie, stanowiącej własność Energobaltic Sp. zo.o. (spółka
w100% zależna od LOTOS Petrobaltic).
Wydobycie ropy naftowej ze złoża B8 realizowane jest wramach
Grupy Kapitałowej LOTOS Petrobaltic iodbywa się przy pomocy
platformy produkcyjnej Petrobaltic iplatformy wiertniczej Lotos
Petrobaltic. Wydobyta ropa naftowa jest magazynowana na tankowcu
inastępnie transportowana tankowcem lub zbiornikowcem do portu
iwcałości sprzedawana do ORLEN S.A. Gaz ziemny przesyłany
jest rurociągiem podwodnym do Elektrociepłowni Energobaltic we
Władysławowie.
Platforma wiertnicza Petro Giant wroku 2023 kontynuowała
rozpoczęte zkońcem grudnia 2022 roku wiercenie pierwszego na
strukturze B101 otworu poszukiwawczego B101-1 (koncesja Łeba),
wktórym nie odnotowano przypływu węglowodorów. Następnie
platforma wykonała rekonstrukcję odwiertu produkcyjnego B3-8
(zlokalizowanego na platformie bezzałogowej PG-1 wpołudniowej
części złoża B3). Pod koniec 2023 roku platforma Petro Giant
zaangażowana była wprace na złożu B8 – likwidację części odwiertu
zatłaczającego B8-Z5 iwiercenie odnogi B8-Z5C wcelu poprawy
efektywności procesu zatłaczania wody do złoża B8. Prowadzony
program rekonstrukcji odwiertów złoża B3 izłoża B8 oraz prac
poszukiwawczych ma na celu zmaksymalizowanie współczynnika
sczerpania złóż izwiększenie wydobycia.
Wydobycie ropy naftowej ze złóż litewskich odbywa się przy
pomocy lądowej infrastruktury wydobywczej. Wydobyta ropa naftowa
transportowana jest ze złóż do terminala wKłajpedzie na Litwie.
Zterminala wKłajpedzie, ropa transportowana jest tankowcem do
Gdańska, gdzie wcałości przetwarzana jest wgdańskiej rafinerii.
Towarzyszący wydobyciu ropy gaz ziemny jest wcałości spalany.
W2023 roku Zespół Oddziałów PGNiG ORLEN kontynuował swoją
dotychczasową politykę sprzedażową dostarczając ropę oraz gaz do
największych podmiotów sektora paliwowego wPolsce iza granicą.
Dostawy ropy naftowej wPolsce są realizowane poprzez kolej,
transport samochodowy irurociąg. Za pomocą transportu kolejowego
surowiec jest dostarczany do rafinerii ORLEN Południe wTrzebini oraz
do Rafinerii Gdańskiej awprzypadku transportu samochodowego do
rafinerii ORLEN Południe wJedliczach. Dostawy ropy są realizowane
również zwykorzystaniem rurociągu PERN.
Wramach infrastruktury wykorzystywane są również dwa podziemne
magazyny gazu zaazotowanego (PMG Daszewo iPMG Bonikowo),
których łączną pojemność czynna wynosi 250 mln m
3
. Głównymi
zadaniami magazynów jest regulowanie pracy systemu gazu
zaazotowanego oraz zagospodarowanie gazu zkopalń gazu
zaazotowanego.
Wprzypadku działalności wNorwegii w2023 roku ropa naftowa
igaz ziemny były przesyłane gazociągiem głównie do Polski poprzez
gazociąg Baltic Pipe oraz do Niemiec, skąd odbierane były przez
należącą do Grupy ORLEN spółkę PGNiG Supply & Trading.
5. Działalność operacyjna
142Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.2. Segment Rafineria
5.2.1. Trendy rynkowe
W2023 roku kontynuowano proces odbudowy wykorzystania mocy
przerobowych wrafineriach na świecie, czego przyczyną był nadal
relatywnie wysoki poziom cracków na produktach. Globalne moce
rafineryjne wzrosły do blisko 99 mln b/d, o1,4% wporównaniu do
2022 roku. Zauważalny był wzrost przerobu rafinerii wChinach, co
związane jest zożywieniem gospodarczym wkraju środka.
Zdrugiej strony wEuropie od 2020 roku zamknięto 6 rafinerii,
akolejne dwie zostaną wyłączone do 2025 roku, co wefekcie będzie
oznaczało ubytek mocy rafineryjnych oblisko 1 mln b/d. Dodatkowo,
w2023 roku zwiększyła się liczba awarii iprzestojów. Wtakiej
sytuacji globalne rynki paliw były nadal pod wpływem ograniczonej
podaży, związanej zutrzymującą się nadal barierą mocy rafineryjnych
irelatywnie niskimi poziomami zapasów produktów naftowych.
Szybkość uruchamiania rafinerii wBasenie Atlantyku jest kluczową
niepewnością w2024 roku (Dangote wNigerii iOlmeca wMeksyku).
Ich uruchomienie doprowadzi do nadwyżki podaży iobniżenia marż
rafineryjnych do naturalnych poziomów. Zakłada się, że Dangote
rozpocznie działalność komercyjną prawdopodobnie w3Q24
iosiągnie stabilny poziom produkcji w1Q25. Wprzypadku Olmeca
przewiduje się rozpoczęcie działalności komercyjnej w2Q25 idojście
do stabilnej produkcji w2Q26. Redukcja poziomów marż rozpocznie
się zkońcem 2024 roku.
Oczekuje się, że rosnące znaczenie czynników zobszarów
środowiska, społeczeństwa izarządzania (ESG) oraz postępująca
transformacja energetyczna wśrednim terminie ograniczą nowe
inwestycje wmoce rafineryjne. Prognozy wskazują, że światowe moce
rafineryjne zwiększą się o5,1 mln b/d do 2028 roku, co jednak może
doprowadzić do ryzyka wystąpienia braku podaży na rynku. Związane
jest to zprawdopodobnym wygaszeniem części rafinerii działających
głównie wAmeryce Północnej iEuropie. Zakłada się, że przyszłe
projekty, po zakończeniu obecnie realizowanych dużych inwestycji
wtakich regionach jak Ameryka Północna, Afryka czy Bliski Wschód,
będą ukierunkowane na produkty petrochemiczne ibiopaliwa.
Do największych konkurentów Grupy ORLEN wobszarze rafinerii
należą:
• Rafineria Mitteldeutschland wLeuna/Spergau położona
wpołudniowo-wschodnich Niemczech, będąca najnowocześniejszą
niemiecką rafinerią;
• Rafineria PCK wSchwedt położona na północny wschód od Berlina,
blisko granicy polsko-niemieckiej;
• Rafineria Bayernoil, której główna siedziba znajduje się wNeustadt
an der Donau wBawarii;
• Rafineria MiRO – jedna znajwiększych wNiemczech ijedna
znajnowocześniejszych rafinerii wEuropie, zlokalizowana
wKarlsruhe wBadenii-Wirtembergii;
• Rafineria Ruhr Oel – jedna znajwiększych niemieckich rafinerii
zzintegrowanymi aktywami petrochemicznymi, zlokalizowana
wGelsenkirchen wZagłębiu Ruhry;
• Rafineria Holborn Europa Raffinerie – zlokalizowana wpółnocnych
Niemczech, wmieście Hamburg;
• Rafineria Schwechat – położona wAustrii, wpobliżu Wiednia;
• Rafineria Slovnaft – zintegrowana grupa rafineryjno-petrochemiczna
odominującej pozycji wRepublice Słowackiej, zlokalizowana
wpobliżu Bratysławy;
• Rafineria Danube – jedna znajwiększych rafinerii wEuropie
Środkowo-Wschodniej należąca do koncernu MOL, zlokalizowana
wmiejscowości Százhalombatta na Węgrzech;
• Rafineria Mozyr – wiodąca rafineria białoruska, położona wpobliżu
granicy zUkrainą.
Przerób ropy naftowej na świecie (wmln b/d)
Źródło: opracowanie własne na podstawie danych OPEC
WYKRES 36
5. Działalność operacyjna
143Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.2.2. Kluczowe aktywa
Aktywa produkcyjne Grupy ORLEN igłówni konkurenci wEuropie Środkowowschodniej / moce przerobowe
[mln t]
Źródło: Opracowanie własne.
SCHEMAT 13
Grupa ORLEN
Łączne moce przerobowe Grupy ORLEN wynoszą około 45 mln ton
rocznie ajej główne rafinerie to:
• Rafineria ORLEN wPłocku stanowi jeden znajnowocześniejszych,
zintegrowanych zakładów produkcyjnych wEuropie Środkowo-
Wschodniej omocach przerobowych na poziomie 16,3 mln ton/rok;
• Rafineria ORLEN wGdańsku, która wramach procesu połączenia
zGrupą LOTOS stała się własnością ORLEN iSaudi Aramco.
Łączne moce przerobowe rafinerii wynoszą około 10,5* mln ton/
rok isą rozdzielane pomiędzy obu właścicielu zgodnie zudziałem
procentowym wstrukturze właścicielskiej. Rafineria wGdańsku
specjalizuje się głównie wprodukcji paliw iasfaltów;
• Pozostałe polskie rafinerie ORLEN Południe zlokalizowane
wTrzebini iJedliczu specjalizują się wprodukcji biokomponentów,
baz olejowych, olejów opałowych, parafin hydrorafinowanych oraz
prowadzą regenerację olejów przepracowanych;
• Rafineria ORLEN Lietuva wMożejkach omocach produkcyjnych
10,2 mln ton/rok jest jedynym tego typu zakładem na rynku państw
bałtyckich (Litwa, Łotwa iEstonia);
• Rafinerie zGrupy ORLEN Unipetrol zlokalizowane wKralupach
iLitvinovie dysponują łącznymi mocami produkcyjnymi
wwysokości 8,7 mln ton/rok.
* Całkowite moce przerobowe rafinerii zuwzględnieniem udziałów Saudi Aramco.
5. Działalność operacyjna
144Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Przerób ropy iuzyski paliw
WYKRES 37
Przerób ropy naftowej wGrupie ORLEN w2023 roku na poziomie
38,5 mln ton - wzrost o3,9% (r/r), wtym:
• Polska wzrost o2,6% (r/r) głównie wefekcie ujęcia od pełnego
ujęcia danych dawnej Grupy LOTOS oraz mniejszego (r/r) zakresu
postojów instalacji wRafinerii Gdańsk w2023;
• Czechy wzrost o0,4% (r/r) wefekcie mniejszego (r/r) zakresu
postojów remontowych instalacji m.in. DRW, Hydrokrakingu,
Visbreakingu, FKK w2023 roku;
• Litwa wzrost o10,4% (r/r) głównie wefekcie braku cyklicznego
postoju remontowego rafinerii zrealizowanego w2022 roku.
5.2.3. Podstawowe parametry operacyjne
5. Działalność operacyjna
Źródło: Opracowanie własne..
145Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.2.4. Udziały rynkowe Grupy
ORLEN
Hurt rafineryjny
W2023 roku Grupa ORLEN prowadziła hurtową sprzedaż produktów
rafineryjnych na terenie Polski, Czech, Słowacji, Węgier, Niemiec,
Austrii, Litwy, Łotwy, Estonii iUkrainy oraz drogą morską na rynki
międzynarodowe. Do rynków macierzystych Grupy ORLEN należą
rynek polski, litewski iczeski. Grupa ORLEN posiada bogate portfolio
produktów rafineryjnych, m.in.: benzyny, olej napędowy, paliwa
lotnicze, olej opałowy lekki iciężki, asfalty, oleje silnikowe oraz
szeroką gamę produktów ipółproduktów pozapaliwowych.
• Wzrost udziałów ORLEN wrynku polskim o3,0 p.p. w2023
roku wynikał głównie zprzejęcia wsierpniu 2022 Grupy
LOTOS izwiązanej ztym wyższej sprzedaży.
• Grupa ORLEN pozostała głównym dostawcą największych
zagranicznych koncernów paliwowych wkraju (BP, Shell,
Amic, Circle K).
• W2023 roku Grupa ORLEN utrzymała pozycję lidera na rynku
krajów bałtyckich.
• Na rynku litewskim udziały Grupy ORLEN wzrosły o1,5 p.p. do
poziomy 90,3%. Dzięki wzmożonym wysiłkom sprzedażowym
zwiększono udziały wrynku benzyn o5,8 p.p. ioleju
napędowego o0,9 p.p.
• Niższe udziały na Łotwie iwEstonii wynikały ze zwiększonej
aktywności importerów.
• WCzechach osiągnięto łączne udziały rynkowe na bardzo
dobrym poziomie 54,3%, wtym dla benzyn 58,3% idla oleju
napędowego 53,0%. Wstosunku do roku 2022 miał miejsce
spadek łącznych udziałów o(-) 4,6 p.p., udziały wrynku
benzyn spadły o(-) 4,7 p.p., awoleju napędowym o(-) 4,6 p.p.
• Na niższe udziały wrynku wpływ miała zwiększony import do
Czech, który mógł się rozwijać dzięki derogacji wsankcjach
UE dla Słowacji iWęgier, pozwalającej tym krajom na
eksport do Czech paliw wytworzonych zropy rosyjskiej,
które dzięki tańszemu surowcowi mogły być oferowane
po konkurencyjnych cenach. Dodatkowo import zkierunku
słowackiego iaustriackiego powrócił w2023 roku do
regularnych poziomów, po nieplanowanych przestojach
rafineryjnych, które miały miejsce w2022 roku.
Udział wrynku paliw wPolsce
Udział wrynku paliw krajów bałtyckich
Udział wrynku paliw wCzechach
WYKRES 38
WYKRES 40
WYKRES 39
Źródło: Opracowanie własne.
Źródło: Opracowanie własne.
Źródło: Opracowanie własne.
5. Działalność operacyjna
146Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Struktura przychodów ze sprzedaży Grupy ORLEN wsegmencie Rafineria
WYKRES 41
Źródło: Opracowanie własne.
5.2.5. Sprzedaż wolumenowa
W2023 roku łączna sprzedaż Grupy ORLEN wsegmencie Rafineria osiągnęła poziom
32 941 tys. ton ibyła wyższa wstosunku do 2022 roku o8,2%.
Sprzedaż Grupy ORLEN wsegmencie Rafineria [mln PLN/ tys. ton]
Sprzedaż
2023 2022 2021
zmiana %
Wartość Wolumen Wartość Wolumen Wartość Wolumen
1 2 3 4 5 6 7 8=(2-4)/4 9=(3-5)/5
Lekkie destylaty
1
22 206 5 972 24 560 5 264 13 379 4 756 (9,6%) 13,4%
Średnie destylaty
2
68 137 17 238 91 490 16 485 34 556 12 350 (25,5%) 4,6%
Frakcje ciężkie
3
10 786 4 984 10 817 4 322 6 180 3 589 (0,3%) 15,3%
Pozostałe
4
10 262 4 747 4 610 4 387 2 852 3 694 121,6% 8,2%
Razem 111 391 32 941 131 477 30 458 56 967 24 389 (15,3%) 8,2%
1) Benzyna, LPG.
2) Olej napędowy, lekki olej opałowy, paliwo lotnicze.
3) Ciężki olej opałowy, asfalt, oleje.
4) Pozostałe obejmują głównie: solankę isól wypadową.
Wlatach 2023, 2022 i2021 nie zidentyfikowano wiodących klientów, zktórymi zrealizowałaby indywidualnie przychody ze sprzedaży przekraczające
poziom 10% łącznych przychodów ze sprzedaży Grupy ORLEN.
5. Działalność operacyjna
TABELA 15
147Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.2.5.1. Rynki zbytu iudziały rynkowe
Sprzedaż wolumenowa na rynkach macierzystych
1
Grupy ORLEN wsegmencie Rafineria [tys. ton]
Sprzedaż 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Polska 19 824 18 101 12 845 1 723 9,5%
Kraje bałtyckie iUkraina 5 582 7 676 7 538 (2 094) (27,3%)
Czechy 4 064 4 681 4 006 (617) (13,2%)
Szwajcaria 3 471 - - - -
Razem 32 941 30 458 24 389 2 483 8,2%
1) wg kraju siedziby spółki realizującej sprzedaż.
Rynek polski
Rynek wPolsce podlegał szeregowi czynników, który miały znaczący
wpływ na jego kształt izasady funkcjonowania. Rok 2023 był przede
wszystkim dla branży pierwszym rokiem bez zauważalnych skutków
związanych zpandemią COVID-19. Brak skutków obostrzeń miał
pozytywny wpływ na mobilność iożywienie gospodarcze, awefekcie
na sprzedaż paliw.
Równocześnie obserwowano stabilizację wzakresie notowań
produktów, które powróciły do poziomów zprzed wybuchu konfliktu
rosyjsko-ukraińskiego z2022 roku. Część uczestników rynku
dostosowała się do nowych warunków wynikających zsankcji
nałożonych na Rosję wwyniku agresji na Ukrainę.
Produkty rosyjskie ibiałoruskie zostały zastąpione przez import
zinnych kierunków, chociaż obserwowano próby zatrzymania
tego procesu iobchodzenia sankcji przy wykorzystaniu różnych
mechanizmów, takich jak przeładunek produktów między statkami
zwyłączonymi transponderami, przeładunki wportach państw trzecich
m.in. Egiptu iTurcji lub fałszowanie certyfikatów pochodzenia. Wcelu
uszczelnienia systemu iuniemożliwienia omijania sankcji władze Unii
Europejskiej wtrakcie roku przygotowały kolejne pakiety sankcji.
W2023 roku kontynuowano również eksport wkierunku ukraińskim.
Był on nieznacznie niższy wstosunku do 2022 roku wefekcie
dywersyfikacji źródeł dostaw przez Ukrainę (głównie zGrecji, Rumunii
iWęgier). Pomimo tego eksport w2023 roku przekroczył poziom 1,3
mln ton oleju napędowego ibenzyn.
Pod koniec 2023 roku pojawił się nowy czynnik wpływający
niekorzystnie na sytuację na rynkach tj. zaostrzenie konfliktu na
Bliskim Wschodzie. Niespodziewany atak Hamasu iizraelskie
oblężenie strefy Gazy, mocno zdestabilizowały sytuację wregionie
oraz zwiększyły prawdopodobieństwo zaangażowania się wkonflikt
kolejnych krajów Zatoki Perskiej. Geopolityczna sytuacja wregionie
dodatkowo uległa dalszemu pogorszeniu na początku 2024 roku
za sprawą ataków Huti zJemenu na statki handlowe na Morzu
Czerwonym.
Wrezultacie powyższych wydarzeń ceny ropy wdrugiej połowie 2023
roku utrzymywały się na wysokim poziomie co zkolei niekorzystnie
wpłynęło na dynamikę notowań produktów na rynkach światowych,
wtym też Polski.
W2023 roku wPolsce zanotowano wzrost konsumpcji wszystkich
paliw o4% (r/r). Pierwsza połowa roku charakteryzowała się
negatywną dynamiką, zarówno wprzypadku olejów napędowych
jak ibenzyn. Wdrugiej połowie roku nastąpił dynamiczny wzrost
konsumpcji paliw ookoło 9% (r/r), głównie wefekcie spadku inflacji
oraz wzrostowi gospodarczemu. Istotnym czynnikiem kształtującym
poziom konsumpcji wPolsce była liczba obywateli Ukrainy
przebywających na jej terenie ikorzystających zochrony czasowej
wUnii Europejskiej.
Zużycie lekkiego oleju opałowego obniżyło się o(-) 18% r/r, na co
wpływ miała przede wszystkim łagodna zima oraz niższe niż przed
rokiem ceny alternatywnych paliw. Notowania gazu ziemnego oraz
węgla pozostawały na znacznie niższym poziomie niż w2022 roku.
Wprzypadku paliw lotniczych obserwowano dalszą odbudowa
konsumpcji (wzrost o24% r/r), która po raz pierwszy przekroczyła
najwyższy poziom odnotowany wroku przed wybuchem pandemii
COVID-19 w2019 roku.
5. Działalność operacyjna
TABELA 16
148Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Sprzedaż wolumenowa Grupy ORLEN wsegmencie Rafineria na rynku polskim [tys. ton]
Sprzedaż 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Lekkie destylaty 2 653 2 121 1 634 532 25,1%
Średnie destylaty 10 841 9 868 6 290 973 9,9%
Frakcje ciężkie 2 463 2 384 1 696 79 3,3%
Pozostałe 3 867 3 728 3 225 139 3,7%
Razem 19 824 18 101 12 845 1 723 9,5%
Sprzedaż Grupy ORLEN wsegmencie Rafineria na rynku polskim
w2023 roku wyniosła 19 824 tys. ton ibyła wyższa o1 723 tys. ton (r/r).
Wyższy poziom sprzedaży był przede wszystkim efektem połączenia
zGrupą LOTOS wsierpniu 2022 roku.
Sprzedaż lekkich destylatów wsegmencie Rafineria zwiększyła się
o25% (r/r) wefekcie zwiększonej sprzedaży benzyn (wzrost o32%
(r/r) przy jednoczesnym spadku sprzedaży LPG (spadek o(-) 5% (r/r)).
Wpływ na wzrost sprzedaży miało głównie przejęcie Grupy LOTOS
oraz wzrost konsumpcji, ale także większa penetracja rynku klientów
podstawowych iwefekcie wzrost liczby odbiorców oponad 4% (r/r).
Wzakresie średnich destylatów sprzedaż rafineryjna wzrosła oblisko
10% (r/r). Wwartościach bezwzględnych najwyższy wzrost nastąpił
wprzypadku oleju napędowego, jednak najwyższą dynamiką
Struktura sprzedaży wolumenowej Grupy ORLEN wsegmencie Rafineria na rynku polskim.
WYKRES 42
Źródło: Opracowanie własne.
charakteryzował się segment paliw lotniczych, który wstosunku do
2022 roku wzrósł o30% (r/r). Lekki olej opałowy odnotował znaczny
spadek wwysokości (-) 41% (r/r) głównie wwyniku ujęcia wsprzedaży
ORLEN wokresie sierpień-grudzień 2022 roku całości produkcji
spółek dawnej Grupy LOTOS, podczas gdy w2023 roku sprzedaż
przejął częściowo drugi procesor.
Zkolei sprzedaż frakcji ciężkich była wyższa o3% (r/r) iosiągnęła
poziom 2 463 tys. ton. W2023 roku odnotowano korzystną zmianę
wstrukturze sprzedaży frakcji ciężkich, gdzie kosztem ciężkich olejów
opałowych wzrósł udział bardziej marżowych olejów iasfaltów. Pod
względem wolumenów sprzedano o41% (r/r) więcej asfaltów, o31%
(r/r) pozostałych olejów przy spadku o(-) 28% (r/r) sprzedaży ciężkich
olejów opałowych.
5. Działalność operacyjna
TABELA 17
149Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Rynki krajów bałtyckich iUkraina
W2023 roku obserwowano zmiany wstrukturze konsumpcji paliw
na rynku krajów bałtyckich. Dotychczasowa flota wykorzystująca olej
napędowy jest zastępowana przez flotę benzynową ihybrydową.
Świadczy otym spadek udziału samochodów osobowych zsilnikiem
diesla do 67% przy jednoczesnym wzroście udziału rozwiązań
benzynowych ihybrydowych do poziomu 33%. Ponadto liczba
rejestracji nowych samochodów zsilnikiem diesla stanowi mniej niż
20% łącznej liczby rejestrowanych pojazdów.
Powyższe trendy były również widoczne wstrukturze konsumpcji
paliw w2023 roku. Konsumpcja benzyn wkrajach bałtyckich wzrosła
łącznie ookoło 5% (r/r) podczas gdy oleju napędowego spadła
ookoło (-) 0,3 % (r/r).
Sprzedaż wolumenowa Grupy ORLEN wsegmencie Rafineria na rynkach obsługiwanych przez Grupę ORLEN
Lietuva [tys. ton]
Sprzedaż 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Lekkie destylaty 1 241 2 181 2 269 (940) (43,1%)
Średnie destylaty 3 551 3 673 3 607 (122) (3,3%)
Frakcje ciężkie 652 1 358 1 401 (706) (52,0%)
Pozostałe 138 464 261 (326) (70,3%)
Razem 5 582 7 676 7 538 (2 094) (27,3%)
Wprzypadku konsumpcji paliwa lotniczego odnotowano wzrost
12,9% (r/r) iosiągniecie poziomu zroku 2019, co pozwoliło całkowicie
zniwelować głębokie spadki zokresu pandemii COVID-19.
Pomimo wzrostu konsumpcji, otoczenie makroekonomiczne krajów
bałtyckich pozostawało niekorzystne. W2023 roku na rynkach
Litwy, Łotwy iEstonii obserwowano recesję (dane PKB wpkt 4.2).
Niekorzystną sytuację pogłębił także wysoki poziom inflacji, który
wynosił około 10% na każdym zrynków.
Struktura sprzedaży wolumenowej Grupy ORLEN wsegmencie Rafineria na rynkach obsługiwanych
przez Grupę ORLEN Lietuva
WYKRES 43
Źródło: Opracowanie własne.
5. Działalność operacyjna
TABELA 18
150Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Popyt na paliwa na rynkach ORLEN Lietuva był pod wpływem
trudnego otoczenia makro. Niska konsumpcja wynikała zmałych
potrzeby transportowych, niskiej aktywności budowlanej isłabszego
ruchu osobowego. Dodatkowo w1 kwartale 2023 roku, popyt
znajdował się pod presją podażową zapasów, które zgromadzono
pod koniec 2022 roku, wobawie oich dostępność istabilność cen.
Ponadto negatywnie na sprzedaż oddziaływały zapasy produktów
pochodzenia rosyjskiego gromadzone przed wprowadzeniem
embarga na produkty ztego kraju.
Istotnym czynnikiem kształtującym sprzedaż, wszczególności na
Łotwie iwEstonii była również zaostrzająca się konkurencja ze strony
produktów importowanych, zarówno przez niezależnych importerów,
jak iuczestników rynku, którzy uruchomili własny import. Nie bez
wpływu była również silna konkurencja ze strony Rumunii, Bułgarii
iTurcji, która przełożyła się na spadek (r/r) eksportu do Ukrainy.
W1 i3 kwartale 2023 roku, obserwowano również negatywny wpływ
konkurencji cenowej zrynku polskiego, gdzie ceny wdetalu były
znacznie niższe niż na Litwie, co powodowało zjawisko turystyki
paliwowej itankowanie transportu międzynarodowego wPolsce.
Sytuacja uległa nieznacznej poprawie wefekcie dobrej sprzedaży
oleju napędowego dla sektora rolniczego dzięki bardzo dobrym
warunkom pogodowym wsezonie wiosenno-letnim.
Wrezultacie powyższych czynników w2023 roku ORLEN Lietuva
zanotowała spadek sprzedaży wsegmencie Rafineria o(-) 27%
(r/r), osiągając poziom 5 582 tys. ton. Sprzedaż lekkich destylatów
zmniejszyła się o(-) 43% (r/r), głównie za sprawą niższej sprzedaży
benzyn o(-) 49% (r/r). Sprzedaż średnich destylatów spadła o(-) 3%
(r/r) wefekcie mniejszego wolumenu sprzedaży oleju napędowego
o(-) 4% (r/r) ilekkiego oleju opałowego o(-) 6% (r/r) przy wyższej
paliwa lotniczego o6% (r/r).
Wprzypadku frakcji ciężkich sprzedaż zmniejszyła się o(-) 52% (r/r)
wrezultacie niższych wolumenów ciężkiego oleju opałowego
o(-) 83% (r/r) przy jednoczesnym wzroście sprzedaży bardziej
marżowych asfaltów o57% (r/r).
Trwający konflikt rosyjsko-ukraiński nie wpłynął na zmianę strategii dla
rynku litewskiego. Pomimo całkowitej zmiany otoczenia biznesowego
oraz licznych ograniczeń operacyjnych, Grupa ORLEN utrzymała
sprzedaż paliw do Ukrainy. Zrealizowany wolumen był niższy od
poziomu sprzed wybuchu wojny, jednak zroku na rok, stopniowo
rośnie. W2024 roku Grupa ORLEN będzie kontynuowała wysiłki
wcelu sprzedaży paliw do klientów ukraińskich.
Podobnie jak wlatach poprzednich, ORLEN Lietuva aktywnie
uczestniczyła również wbilansowaniu deficytów Grupy ORLEN na
rynku polskim. W2023 roku dostarczono znaczne wolumeny oleju
napędowego, zarówno drogą lądową przez terminal przeładunkowy
Mockava, jak imorską. Zpoczątkiem 2023 roku uruchomiono również
regularne transfery benzyn do Polski.
5. Działalność operacyjna
151Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Rynek czeski isłowacki
W2023 roku konsumpcja benzyn na rynku czeskim wzrosła
ookoło 5% (r/r) iprzekroczyła rekordowy poziom z2019 roku.
Konsumpcja oleju napędowego, która osiągnęła już w2021 roku
wielkości zprzed pandemii COVID-19, odnotowała wzrost zbliżony
do roku poprzedniego iwynoszący około 1% (r/r). Najwyższy wzrost
konsumpcji dotyczył paliwa lotniczego, którego zużycie wzrosło
ookoło 28% (r/r). Nie pozwoliło to jednak na osiągnięcie poziomów
zprzed 2019 roku.
W2023 roku gospodarka Czech rozwijała się wniskim tempie (szerzej
na temat danych PKB wpkt 4.2) ipodobnie jak winnych krajach
Europy obserwowano silny wzrost inflacji, która wyniosła 10,9%.
Otoczenie makroekonomiczne miało negatywny wpływ na wyniki
osiągnięte w2023 roku. Sprzedaż wsegmencie Rafineria zmniejszyła
się o(-) 13% (r/r). Sprzedaż średnich destylatów zmniejszyła się o(-)
17% (r/r) głównie wefekcie niższych wolumenów oleju napędowego
o(-) 19% (r/r) oraz lekkiego oleju opałowego o(-) 36% (r/r) przy wyższej
sprzedaży paliwa lotniczego o44% (r/r). Zkolei sprzedaż lekkich
destylatów zmniejszał się o(-) 11% (r/r), wrezultacie spadku sprzedaży
benzyn o(-) 14% (r/r) częściowo ograniczonego wyższym wolumenem
LPG o25% (r/r). Sprzedaż ciężkich frakcji spadła o(-) 1% (r/r) głównie
za sprawą niższej sprzedaży olejów iciężkiego oleju opałowego
oodpowiednio (-) 42% (r/r) i(-) 7% (r/r).
Grupa ORLEN kontynuowała swoją działalność na lotnisku wPradze
wzakresie sprzedaży paliwa lotniczego Jet A-1. W2023 roku Grupa
ORLEN Unipetrol sprzedawała do szerokiego portfela klientów, wtym
do dużych koncernów paliwowych isieci hipermarketów, atakże na
rynkach eksportowych. Maksymalizowano dostawy na rynek słowacki
iwęgierski, na których rozwijała się sprzedaż detaliczna idochodowy
hurt. ORLEN Unipetrol realizował zarówno transfery wewnątrzgrupowe
na rynek niemiecki jak ido Polski, gdzie wspierały optymalizację
bilansu produktowego.
Rynek węgierski potrzebował czasu na ustabilizowanie po ponad
rocznym okresie, wktórym funkcjonowały narzucone limity cenowe.
Po uwolnieniu cen rynek zareagował znacznymi wzrostami iceny
na stacjach znajniższych skoczyły do grona najdroższychkrajów
europejskich. Wysokie koszty paliw wpołączeniu zpogarszającą
się sytuacją ekonomiczną konsumentów skutkowały spadkami
konsumpcji na rynku. Pojawiło się również zjawisko turystyki
paliwowej. Konsumenci zobszarów przygranicznych zaczęli
tankować na znacznie tańszych rynkach rumuńskim isłowackim.
Niższy popyt na olej napędowy wpierwszym półroczu 2023 roku
był dodatkowo pogłębiony brakiem konsumpcji ze strony sektora
agro, który zgromadził duże zapasy pod koniec 2022 roku, wczasie
obowiązywania cen regulowanych. Konsumpcja w2023 spadła
ookoło (-) 5% (r/r) dla benzyn i(-) 28% (r/r) dla oleju napędowego.
Odczuwalna była silna presja importowa zarówno na Węgrzech, jak
ina Słowacji. Wysokie różnice pomiędzy lokalnymi indeksami (Slovnaft
iMOL), anotowaniami Platts, znacznie uatrakcyjniały import, głównie
ze Słowenii, Niemiec iCzech.
5. Działalność operacyjna
152Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Sprzedaż wolumenowa Grupy ORLEN wsegmencie Rafineria na rynku czeskim [tys. ton]
Sprzedaż 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Lekkie destylaty 858 962 853 (104) (10,8%)
Średnie destylaty 2 434 2 944 2 453 (510) (17,3%)
Frakcje ciężkie 575 580 492 (5) (0,9%)
Pozostałe 197 195 208 2 1,0%
Razem 4 064 4 681 4 006 (617) (13,2%)
TABELA 19
Rynek szwajcarski
Sprzedaż wolumenowa Grupy ORLEN wsegmencie Rafineria na rynku szwajcarskim [tys. ton]
Sprzedaż 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Lekkie destylaty 1 220 - - - -
Średnie destylaty 412 - - - -
Frakcje ciężkie 1 294 - - - -
Pozostałe 545 - - - -
Razem 3 471 - - - -
Struktura sprzedaży wolumenowej Grupy ORLEN wsegmencie Rafineria na rynku czeskim
WYKRES 44
Źródło: Opracowanie własne.
5. Działalność operacyjna
TABELA 20
153Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.2.6. Aktywa logistyczne
Struktura transportu wykorzystywanego wGrupie ORLEN w2023 roku
Polska Czechy Słowacja Węgry Litwa Łotwa Estonia Niemcy
Rurociągi 46 % 42 % - - - - - -
Kolej 35 % 33 % 70 % 72 % 95 % 89 % 96 %
Cysterny 19 % 25 % 30 % 28 % 5 % 11 % 4 % 100 %
Źródło: Opracowanie własne.
Infrastruktura logistyczna stanowi jeden zkluczowych elementów
przewagi konkurencyjnej Grupy ORLEN.
Grupa ORLEN wykorzystuje sieć uzupełniających się elementów
infrastruktury: terminale paliw, lądowe imorskie bazy przeładunkowe,
sieci rurociągów, atakże transport kolejowy oraz cysternami
samochodowymi.
W2023 roku transport rurociągowy był podstawową formą
przesyłu surowców iproduktów Grupy ORLEN. Łączna długość
wykorzystywanych sieci rurociągów produktowych isurowcowych,
należących do podmiotów zewnętrznych oraz własnych wPolsce,
Czechach ina Litwie, wynosiła prawie 4 tys. km (2,2 tys. km to
rurociągi produktowe, a1,8 tys. km to rurociągi surowcowe) ałączna
długość wykorzystywanych sieci gazociągów należących do
podmiotów zewnętrznych oraz własnych wynosiła ponad 3,2 tys. km.
Na rynku polskim ORLEN do transportu produktów paliwowych
korzysta z1 074 km rurociągów: 717 km rurociągów należących do
Przedsiębiorstwa Eksploatacji Rurociągów Naftowych S.A. (PERN S.A.)
oraz infrastruktury własnej ołącznej długości 357 km, składającej
się zdwóch odcinków Płock – Ostrów Wielkopolski – Wrocław
odługości 319 km oraz dwóch nitek rurociągu Wielowieś – Góra
ołącznej długości 38 km (2 odcinki po 19 km każdy). Transport ropy
naftowej odbywa się głównie poprzez sieć rurociągów należących do
PERN S.A. ołącznej długości 887 km, atakże rurociągiem własnym
odługości 43 km łączącym miejscowości Góra iŻółwiniec (połączenie
zrurociągiem PERN S.A.).
Na koniec 2023 roku ORLEN posiadał wswojej sieci logistycznej 13
terminali (12 terminali paliw i1 terminal kolejowy) do magazynowania
iprzeładunku olejów napędowych, benzyn, paliwa lotniczego oraz
ciężkiego oleju opałowego. Dodatkowo, Grupa ORLEN pośrednio
(przez Spółkę ORLEN Paliwa) posiada również 5 terminali do
magazynowania iprzeładunku gazu płynnego.
Wroku 2023, wramach postanowień wynikających zprocesu
połączenia zGrupą LOTOS, wdniu 7 kwietnia 2023 roku nastąpiła
sprzedaż spółki LOTOS Terminale do spółki UNIMOT. Spółka LOTOS
Terminale jest właścicielem 9 terminali paliwowych, zlokalizowanych
w: Czechowicach-Dziedzicach, Jaśle, Poznaniu, Piotrkowie
Trybunalskim, Rypinie, Szczecinie, Gdańsku, Bolesławcu iGutkowie.
Ponadto, na potrzeby składowania zapasów interwencyjnych
ropy naftowej ipaliw ORLEN posiada jedyny wkraju, podziemny
kawernowy magazyn ropy ipaliw (PMRiP „Góra”) ołącznej pojemności
około 6 mln m
3
, zlokalizowany wGórze koło Inowrocławia na terenie
spółki IKS Solino.
Transport kolejowy jest drugą najczęściej wykorzystywaną formą
przewozu surowców iproduktów wGrupie ORLEN. W2023 roku
połączono spółki kolejowe zGrupy ORLEN, co było kolejnym krokiem
wprocesie integracji zdawną Grupą LOTOS. Wramach procesu
konsolidacji aktywów kolejowych, spółka LOTOS Kolej przejęła
wdniu 3 lipca 2023 roku majątek ORLEN KolTrans. Połączony
podmiot kolejowy zajmuje drugą pozycję wrankingu największych
przewoźników kolejowych wPolsce wzakresie przewozu towarów
(według pracy przewozowej). Jednocześnie LOTOS Kolej stał się
liderem na rynku przewozów towarów niebezpiecznych. Przewoźnik
świadczy usługi transportu kolejowego na terenie Polski iNiemiec,
realizuje obsługę bocznic kolejowych oraz usługi wynajmu, napraw
iczyszczenia taboru kolejowego. Spółka zatrudnia ok. 1,7 tys.
pracowników, awzakresie taboru eksploatuje ponad 170 lokomotyw
oraz ok. 5,4 tys. wagonów. Część taboru stanowi własność spółki,
pozostałe jednostki eksploatowane są na podstawie umów dzierżawy
oraz leasingu.
5. Działalność operacyjna
TABELA 21
154Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Grupa ORLEN współpracuje także zkluczowymi przewoźnikami
krajowymi, wtym PKP Cargo S.A. oraz kluczowymi leasingodawcami
oferującymi wysokiej jakości izróżnicowany tabor wagonowy, m.in.
GATX, VTG, ERMEWA. Leasingodawcy zapewniają dostępność taboru
wagonów dla Grupy ORLEN przekraczającą poziom 10,0 tys. sztuk.
Głównym środkiem transportu wykorzystywanym wdostawach
do odbiorców końcowych (stacje paliw iklienci B2B) jest transport
drogowy. Spółka ORLEN Transport jest największym przewoźnikiem
paliw silnikowych wPolsce, specjalizując się wtransporcie: paliw
ciekłych, gazu oraz materiałów niebezpiecznych. Przewoźnik
posiada blisko 350 zestawów (ciągnik siodłowy inaczepa/cysterna),
jak również własny warsztat, wktórym świadczy usługi serwisowo-
warsztatowe oraz prowadzi produkcję naczep paliwowych. Flota
ORLEN Transport na koniec 2023 roku powiększyła się o60
zestawów paliwowych oraz 66 zestawów do przewozu LPG, które
Infrastruktura kolejowa wkrajach bałtyckich
SCHEMAT 14
Źródło: Opracowanie własne.
zostały przejęte ze spółki ORLEN Paliwa wramach realizacji Projektu
Integracji Logistyki wGrupie ORLEN. Wten sposób cała działalność
Koncernu wzakresie transportu drogowego znalazła się wjednej
spółce. Integracja umożliwi dalszą optymalizację usług przewozowych
iwzmocnienie potencjału logistycznego Grupy ORLEN.
W2023 roku na rynku czeskim Grupa ORLEN korzystała z1 751 km
rurociągów (1 100 km rurociągów produktowych firmy ĆEPRO i651
km rurociągów surowcowych firmy MERO) oraz 3 terminali własnych
(Litvinov, Kralupy, Pardubice) ołącznej pojemności 293 tys. m
3
, atakże
13 terminali zewnętrznych należących do ĆEPRO ołącznej pojemności
1 607 tys. m
3
.
Ponadto wykorzystywano transport kolejowy, który był realizowany
poprzez spółkę kolejowę ORLEN Unipetrol Doprava s.r.o. dysponująca
w2023 roku ponad 40 lokomotywami oraz około 700 wagonami
własnymi.
5. Działalność operacyjna
155Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Stacje paliw na zlokalizowane na wCzechach ina Słowacji są
zaopatrywane poprzez transport drogowy zwykorzystaniem taboru
własnego spółki Petrotrans s.r.o, która posiada około 50 zestawów
(ciągnik siodłowy inaczepa/cysterna/autosilos) oraz 3 autocysterny.
Na rynku litewskim głównym składnikiem infrastruktury logistycznej,
jest rurociąg surowcowy odługości 91 km, łączący terminal
wButyndze zrafinerią wMożejkach. Zarówno terminal, jak irurociąg
są własnością ORLEN Lietuva.
Ponadto istotnym elementem jest również terminal kolejowy Mockava
działający na granicy polsko-litewskiej orocznej mocy przeładunkowej
0,96 mln ton oleju napędowego i240 tys. ton benzyny.
Wykorzystywany jest do przeładunków produktów ropopochodnych
wytwarzanych wrafinerii wMożejkach iprzeznaczonych na polski
oraz ukraiński rynek. Łączna pojemność zbiornikowa terminalu to 19,8
tys. m
3
.
Transport kolejowy jest realizowany we współpracy z3 różnymi
przewoźnikami kolejowymi, wtym zkrajowym przewoźnikiem LTG
Cargo świadczącym usługi transportowe wkraju oraz na rynkach
zagranicznych m.in.: łotewskim, estońskim iukraińskim.
Na rynku niemieckim ORLEN Deutschland wykorzystuje pojemności
magazynowo-dystrybucyjne zlokalizowane wośmiu bazach
należących do podmiotów zewnętrznych. Produkty dostarczane są
głownie transportem drogowym.
W2023 roku Grupa ORLEN korzystała także zinfrastruktury
zlokalizowanej na Słowacji iWęgrzech. Na rynku słowackim
wykorzystywano 2 terminale wmiejscowościach Nove Zamky
iTrebišov ołącznej pojemności ok. 18 tys. m
3
ana rynku węgierskim
3 terminale zlokalizowanych wPétfürdő, Kecskemét iSzeged
ołącznej pojemności 11,4 tys. m
3
. Ponadto, rynek węgierski
zaopatrywany jest także ze słowackiego terminala Nove Zamky.
Od 2022 roku Grupy ORLEN wykorzystuje infrastrukturę logistyczną
należącą do 4 oddziałów dawnego PGNiG, wtym: 3 Oddziałów
wPolsce i1 Oddziału wPakistanie.
Działalność Oddziału wZielonej Górze związana jest ztransportem
ropy naftowej oraz gazu ziemnego zaazotowanego. Do transportu
wykorzystuje się gazociągi, rurociągi, ekspedyty kolejowe,
tłocznie ropy naftowej igazu ziemnego oraz transport cysternami
samochodowymi.
Łączna długość eksploatowanych wOddziale rurociągów
(ododwiertowych oraz międzyobiektowych, gazociągów
ekspedycyjnych transportujących gaz ziemny zkopalń, ropociągów
ekspedycyjnych transportujących ropę naftową zkopalń do
ekspedytów kolejowych oraz do rurociągu PERN „Przyjaźń”)
to około 1 821 km wtym 4,6 km gazociągów wpodziemnym
magazynie gazu (PMG). Na potrzeby operacyjne wykorzystuje się
24 obiekty (kopalnie ropy naftowej igazu ziemnego, odazotownię,
terminale ekspedycyjne), wtym dwa podziemne magazyny gazu
zaazotowanego typu Lw oraz jeden podziemny magazyn gazu
wysokometanowego.
Oddział PGNiG wSanoku nadzoruje sieć około 1 450 km gazociągów
kopalnianych (łączących odwierty zośrodkami zbioru iłączące ośrodki
ze sobą) oraz około 150 km ropociągów kopalnianych (łączących
odwierty zpunktami zbioru płynu złożowego). Na potrzeby operacyjne
wykorzystuje się 34 obiekty (kopalnie ropy naftowej, gazu ziemnego
iropno-gazowe) oraz 4 podziemne magazyny gazu.
Oddział PGNiG wOdolanowie wswoich zasobach posiada: 185 km
gazociągów wysokiego ciśnienia do transportu gazu, jedną tłocznię
gazu, 2 cysterny samochodowe do transportu koncentratu helu.
5. Działalność operacyjna
156Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Struktura transportu iinfrastruktura logistyczna wykorzystywana przez
Grupę ORLEN wEuropie w2023 roku
SCHEMAT 15
Źródło: Opracowanie własne.
Oddział Operacyjny wPakistanie posiada 70% udziału waktywach
ioperuje jednym ośrodkiem produkcyjnym na złożu Rehman, za
pośrednictwem którego prowadzona jest produkcja ze złóż Rehman
iRizq. Na rok 2024 zaplanowano podłączenie do ośrodka Rehman
kolejnego złoża Rayyan. Ponadto wswoich zasobach oddział posiada
ieksploatuje 13 gazociągów kopalnianych (łączących odwierty
zośrodkiem produkcyjnym) ołącznej długości 54,15 km. Wlutym
2024 planowane jest oddanie do użytku kolejnego gazociągu
(łączącego złoże Rayyan zośrodkiem Rehman) odługości 8,7 km.
Oddział posiada również aktualnie nieeksploatowany gazociąg
zdawczy odługości 50 km.
5. Działalność operacyjna
157Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.2.7. Źródła zaopatrzenia
Ropa naftowa
ORLEN dostarcza ropę naftową do rafinerii wPłocku oraz trzech
rafinerii zGrupy ORLEN zlokalizowanych odpowiednio wLitvinovie
iKralupach wCzechach oraz wMożejkach na Litwie, aod sierpnia
2022 roku również do rafinerii wGdańsku. W2023 roku wrealizacji
dostaw ropy naftowej drogą morską odnotowywano okresowe
opóźnienia związane zzamknięciem portów spowodowane
czynnikami zewnętrznymi (pogoda, awarie). Wojna wUkrainie nie
doprowadziła do większych zakłóceń dostaw ropy naftowej do Spółek
Grupy ORLEN. Było to możliwe dzięki konsekwentnie realizowanej
strategii dywersyfikacji iskutecznemu poszukiwaniu nowych
partnerów handlowych. Wefekcie, wodpowiedzi na rosyjską agresję
na Ukrainę, ORLEN był wstanie szybko ograniczyć zakupy rosyjskiej
ropy.
W2023 roku zakupy ropy realizowane były zgodnie ze zgłoszonym
zapotrzebowaniem wszystkich rafinerii Grupy ORLEN zapewniając
ciągłość dostaw, jak iprzerobu.
W2023 roku na kierunku polskim obowiązywały umowy
długoterminowe na dostawy ropy naftowej drogą morską zSaudi
Arabian Oil Company, zBP Oil International Limited, zExxonMobil
Sales And Supply LLC, zAB LOTOS Geonafta, B8 Sp. zo. o. BALTIC
S.K.A., LOTOS Petrobaltic S.A.
Na dostawy ropy naftowej drogą rurociągową wIkwartale 2023 roku
obowiązywały umowy zfirmami Rosneft Oil Company (umowa wygasła
zkońcem stycznia 2023 roku) oraz Tatneft Europe AG (umowa została
wypowiedziana przez ORLEN zpoczątkiem kwietnia 2023 roku).
Rosyjska ropa dostarczana była jedynie na mocy wiążących umów
długoterminowych drogą rurociągową. Pozostałe dostawy zRosji
zastąpione były gatunkami alternatywnymi oraz ropą arabską Arabian
Light. Przedmiotowe umowy długoterminowe zapewniały blisko 57%
dostaw ropy naftowej na kierunku polskim.
Wczerwcu 2023 roku Grupa ORLEN zabezpieczyła kolejne dostawy
ropy naftowej znorweskich złóż na Morzu Północnym. Umowa
podpisana zBP przewiduje dostawy łącznie do ponad 6 mln ton
surowca wciągu roku jej obowiązywania, na potrzeby rafinerii Grupy
ORLEN. Ropa będzie dostarczana zMorza Północnego poprzez
terminale wGdańsku iButyndze.
Dostawcami surowca do wszystkich rafinerii GK ORLEN byli zarówno
producenci, jak iinne firmy działające na międzynarodowym
rynku naftowym. Surowiec dostarczany do obu rafinerii wPolsce
pochodził zArabii Saudyjskiej, Azerbejdżanu, Gujany, Litwy, Nigerii,
Norwegii, Polski, Rosji, Stanów Zjednoczonych iWielkiej Brytanii.
Do rafinerii wCzechach ropę dostarczano zAzerbejdżanu, Gujany,
Iraku, Kazachstanu, Rosji (wyłącznie dostawy rurociągowe, na które
nie zostały wprowadzone międzynarodowe sankcje) iStanów
Zjednoczonych. Do rafinerii wMożejkach ropę dostarczano zAlgierii,
Arabii Saudyjskiej, Norwegii, Stanów Zjednoczonych iWielkiej Brytanii.
W2023 roku nie występowały podmioty
których udział wdostawach ropy naftowej
przekroczył 10% przychodów Grupy
ORLEN.
Gaz ziemny
Rok 2023 był pierwszym bez importu gazu zRosji. Grupa ORLEN
dysponuje zdywersyfikowanym portfelem dostaw gazu ziemnego.
Krajowe zapotrzebowanie na ten surowiec zaspokajane jest
wydobyciem własnym, zarówno ze złóż wPolsce, jak ina Norweskim
Szelfie Kontynentalnym, oraz zakupami od zagranicznych dostawców.
Efektywny system dostaw błękitnego paliwa pozwala wpełni
odpowiedzieć na zapotrzebowanie wszystkich odbiorców gazu,
zaopatrywanych przez Koncern. Priorytetem ORLEN jest dalsze
wzmacnianie bezpieczeństwa energetycznego wzakresie dostaw
gazu, który jest surowcem wspierającym transformację krajowej
gospodarki wkierunku klimatycznej neutralności.
W2023 roku ORLEN kupował gaz ziemny głównie wramach
wymienionych poniżej umów ikontraktów długoterminowych:
• długoterminowe umowy sprzedaży gazu ziemnego wydobywanego
ze złóż na NCS zawarte 23 września 2022 roku ze spółkami zgrupy
Equinor ASA. Dostawy są realizowane od 1 stycznia 2023 roku do 1
stycznia 2033 roku;
• umowy sprzedaży skroplonego gazu ziemnego zdnia 29 czerwca
2009 roku zQatar Liquefied Gas Company Limited, obowiązującej
do 2034 roku (tzw. kontrakt katarski) oraz umowy dodatkowej
do umowy długoterminowej zmarca 2017 roku (obowiązuje od
początku 2018 roku do 2034 roku);
• umowy sprzedaży/zakupu skroplonego gazu ziemnego zdnia
8 listopada 2018 roku zCheniere Marketing International, LLP,
obowiązującej do 2042 roku.
Jednym zgłównych źródeł pozyskania zagranicznego gazu
przez Grupę ORLEN były wubiegłym roku dostawy LNG. ORLEN
wykorzystał wpełni zarezerwowaną przepustowość gazoportu
wŚwinoujściu, do którego dostarczono rekordowe 62 transporty
skroplonego gazu ziemnego ołącznym wolumenie odpowiadającym
ok. 6,5 mld m
3
gazu. To niemal 46% całego importu gazu do
Polski. Paliwo pochodzące zdostaw LNG zaspokajało krajowe
zapotrzebowanie na ten surowiec wok. 38%. Dla porównania udział
skroplonego gazu wstrukturze importu ORLEN w2022 roku wynosił
43% przy 58 dostawach, ołącznym wolumenie odpowiadającym około
6 mld m
3
gazu.
5. Działalność operacyjna
158Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Dostawy gazu ziemnego do Polski zzagranicy wlatach 2017-2023 [mld m
3
]
WYKRES 45
Kolejnym filarem dostaw gazu do Polski w2023 roku, był przesył
realizowany przez gazociąg Baltic Pipe. ORLEN odebrał tą drogą ok.
6,2 mld m
3
gazu ziemnego, co stanowiło niemal 44% ubiegłorocznego
importu błękitnego paliwa do Polski. Pozwoliło to zaspokoić około
36% krajowego zapotrzebowania na gaz. Surowiec przesyłany
gazociągiem Baltic Pipe pochodził zarówno zwydobycia własnego
Grupy ORLEN wNorwegii, jak również zdostaw realizowanych
na podstawie umów podpisanych zkontrahentami działającymi
na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. ORLEN odbiera dostawy
gazu poprzez Baltic Pipe od IV kwartału 2022 roku, wktórym
wolumen przesłanego gazu wyniósł około 0,7 mld m
3
. Spółka
ma zarezerwowane około 8 mld m
3
rocznej przepustowości tego
gazociągu.
Uzupełnieniem transportów LNG oraz gazu przesyłanego przez
Baltic Pipe były dostawy zkierunku zachodniego ipołudniowego
oraz zLitwy. Zkierunku zachodniego ipołudniowego w2023 roku
wyniosły ponad 0,9 mld m
3
istanowiły około 6,5% całego importu.
Były znacząco mniejsze niż wroku 2022, kiedy łącznie dostawy
zkierunku zachodniego ipołudniowego wyniosły około 3,8 mld m
3
,
czyli ponad 27% całego importu. Tak duży spadek ilości dostaw ztego
kierunku wynika zzapewnienia potrzebnych wkraju wolumenów gazu
dostawami realizowanymi poprzez gazociąg Baltic Pipe.
Zkierunku wschodniego Spółka sprowadziła w2023 roku łącznie 0,4
mld m
3
, na co złożyły się 0,2 mld m
3
zLitwy oraz 0,2 mld m
3
zUkrainy.
Dostawy zLitwy były realizowane oddanym do użytku wroku 2022
gazociągiem Polska-Litwa. Ztego kierunku Grupa ORLEN sprowadza
surowiec dostarczany wcześniej do terminalu LNG wKłajpedzie,
gdzie koncern ma zarezerwowane moce regazyfikacyjne. Surowiec
zkierunku ukraińskiego pochodził od europejskich partnerów Grupy
ORLEN, którzy posiadali zapasy gazu wpodziemnych magazynach
zlokalizowanych wtym kraju ioferowali jego sprzedaż na granicy
ukraińsko-polskiej.
Podaż błękitnego paliwa wPolsce w2023 roku wistotnym stopniu
uzupełniona została produkcją krajową gazu, ołącznym wolumenie
ponad 3,3 mld m
3
. To pozwoliło zaspokoić około 20% krajowego
zapotrzebowania na surowiec.
Dostawy LNG idostawy gazu realizowane przez gazociąg Baltic
Pipe oraz produkcja własna ze złóż krajowych to aktualnie trzy
najważniejsze źródła zaopatrzenia polskich odbiorców Koncernu.
W2023 roku zapewniły one łącznie około 16 mld m
3
surowca, co
stanowiło około 94% rocznego zapotrzebowania na gaz ziemny
wPolsce. Dodatkowo surowiec może być sprowadzany zinnych
kierunków, dzięki połączeniom zsystemami gazowymi sąsiednich
krajów - od zachodu zNiemcami, od południa zCzechami iSłowacją
oraz od Wschodu zUkrainą iLitwa. Oznacza to, że wostatnich latach
udało się całkowicie przebudować kierunki iźródła dostaw tego
surowca do Polski. Zasadnicze zmiany wstrukturze zaopatrzenia
Polski wgaz były możliwe dzięki poszerzeniu grona dostawców
oraz efektywnemu wykorzystaniu zwiększonych możliwości odbioru
wterminalu LNG wŚwinoujściu oraz poprzez gazociąg Baltic Pipe,
łączący Polskę, przez Danię, zNorwegią, gdzie Grupa ORLEN posiada
własne złoża gazu.
5. Działalność operacyjna
159Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.3. Segment Petrochemia
5.3.1. Trendy rynkowe
W2023 roku światowe rynki petrochemiczne stanęły przed
kolejnymi wyzwaniami, do głównych należy trwająca wojna rosyjsko-
ukraińska, rosnąca inflacja, wysokie stopy procentowe czy rosnące
koszty transportu. Wujęciu globalnym przemysł petrochemiczny
wdalszym ciągu boryka się ze znaczącą nadpodażą oraz słabym
popytem. Znaczący wzrost mocy produkcyjnych podyktowany jest
nowymi instalacjami wAzji, wszczególności wChinach. W2023
roku wstosunku do 2022 roku - przyrost mocy produkcyjnych
wChinach wyniósł sumarycznie 3 mln ton (olefiny, poliolefiny). Popyt
na większość produktów petrochemicznych w2023 r. był słabszy niż
oczekiwano. Na rynku europejskim, wsektorach takich jak nawozy czy
tworzywa sztuczne odnotowano znaczne spadki cen wporównaniu
do roku 2022, co przy wysokich kosztach energii oraz surowców
stawia europejskich producentów wtrudnej sytuacji, wymagającej
racjonalizacji mocy produkcyjnych. Oczekuje się, że niepewność
gospodarcza iniskie wykorzystanie mocy produkcyjnych ograniczą
perspektywy ożywienia wbranży petrochemicznej w2024 roku.
Mimo trudnego otoczenia rynkowego transformacja energetyczna
pozostaje głównym trendem dla branży petrochemicznej wtym
wszczególności rozwój recyklingu, zrównoważonego portfolio
oraz działania mające na celu obniżanie emisyjności produktów
końcowych.
Do największych konkurentów Grupy ORLEN wobszarze petrochemii
należą:
• Ineos Olefins & Polymers Europa omocach produkcyjnych około
2 100 tys. ton/rok polietylenu (HPDE, LDPE, LLDPE), około 750
tys. ton/rok polipropylenu, około 120 tys. ton/rok MPG; aktywa
zlokalizowane wBelgii, Francji, Niemczech, Włoszech, Norwegii,
iWielkiej Brytanii.
• Sabic – moce około 1 800 tys. ton/rok polietylenu (HPDE, LDPE,
LLDPE), 1 000 tys. ton/rok polipropylenu; aktywa zlokalizowane
wNiemczech, Holandii iWielkiej Brytanii.
• Lyondell Basell Industries - największy producent polietylenu
(HDPE, LDPE) ozdolnościach produkcyjnych około 2 000 tys. ton/
rok, około 2 400 tys. ton/rok polipropylenu, około 160 tys. ton/rok
MPG; aktywa zlokalizowane wNiemczech, Francji, Holandii.
• Borealis zmocami produkcyjnymi około 2000 tys. ton/rok
polipropylenu, około 1 700 tys. ton/rok polietylenu (LDPE, LLDPE,
HDPE); aktywa zlokalizowane wBelgii, Niemczech, Austrii iFinlandii.
• Total Petrochemicals – moce produkcyjne około 1 000 tys. ton/rok
polipropylenu, około 1 000 tys. ton/rok polietylenu (HDPE, LDPE,
LLDPE); aktywa zlokalizowane wBelgii iFrancji.
• Indorama – największy producent PTA wEuropie omocach
nominalnych 1 750 tys. ton rocznie; aktywa zlokalizowane
wPortugalii, Hiszpanii oraz Holandii.
• Inovyn powstała zpołączenia Ineos Chlor iSolvay iposiada moce
produkcyjne 2 000 tys. ton/rok PCW; aktywa zlokalizowane
wNiemczech.
• Dow Deutschland posiada moce produkcyjne około 290 tys. ton/
rok MPG; aktywa zlokalizowane wNiemczech.
5.3.2. Kluczowe aktywa
Grupa ORLEN
Działalność operacyjna wsegmencie petrochemicznym Grupy ORLEN
jest realizowana woparciu oaktywa następujących spółek:
• ORLEN posiada kluczową wobszarze petrochemicznym instalację
Olefin, której maksymalne moce wytwórcze wynoszą około 700 tys.
ton etylenu iokoło 380 tys. ton propylenu/rocznie. Produkowane
monomery stanowią wsad do produkcji polimerów wBasell ORLEN
Polyolefins oraz PCW wAnwil. ORLEN jest również właścicielem
nowoczesnego Kompleksu PX/PTA omocach produkcyjnych około
690 tys. ton kwasu tereftalowego rocznie. Ponadto od 2023 roku
ORLEN dysponuje także instalacją LDPE omocy 100 tys. ton.
Wramach Programu Rozwoju Petrochemii ORLEN realizuje
rozbudowę kompleksu Olefin. Po zakończeniu tej inwestycji
Zakład Produkcyjny wPłocku będzie jednym znajwiększych
inajnowocześniejszych kompleksów tego typu wEuropie.
• Grupa ORLEN Unipetrol posiada aktywa petrochemiczne omocach
produkcyjnych polimerów wwysokości około 600 tys. ton/rocznie
(320 tys. ton polietylenu oraz około 280 tys. ton. polipropylenu).
Od 2020 roku działa nowa instalacja Polietylenu III omocy około
270 tys. ton/rocznie, która umożliwia wyższe wykorzystanie
instalacji Olefin oraz głębszą integrację produkcji petrochemicznej
irafineryjnej.
• Anwil we Włocławku jest jedynym wytwórcą polichlorku winylu
(PCW) wPolsce oraz jednym znajwiększych producentów nawozów
sztucznych iwodorotlenku sodu wPolsce. Potencjał produkcyjny
wynosi około 1,0 mln ton/rok nawozów azotowych, 0,4 mln ton/rok
PCW igranulatów oraz 0,2 mln ton/rok wodorotlenku sodu. Dzięki
planowanej budowie trzeciej instalacji produkcyjnej nawozów
azotowych zdolności produkcyjne spółki Anwil zwiększą się do
około 1,5 mln ton/rok.
• Basell ORLEN Polyolefins wPłocku posiada instalacje
ołącznych mocach wytwórczych na poziomie 900 tys. ton (420
tys. ton polietylenu oraz 480 tys. ton polipropylenu), aprodukty
dystrybuowane są zarówno wkraju, jak ina rynkach zagranicznych.
5. Działalność operacyjna
160Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.3.3. Udziały rynkowe Grupy ORLEN
Hurt petrochemiczny
Grupa ORLEN jest największą firmą petrochemiczną wregionie
Europy Środkowo-Wschodniej, jedynym producentem monomerów
ipolimerów na rynku polskim oraz większości produktów
petrochemicznych na rynku czeskim.
• Moce produkcyjne polietylenu wysokiej iniskiej gęstości
wEuropie na poziomie około 16 423 tys. ton/rok.
• Lyondell Basell Industries - największy producent
polietylenu (HDPE, LDPE) ozdolnościach produkcyjnych
około 2 120 tys. ton/rok (zuwzględnieniem 50% udziału
współce Basell ORLEN Polyolefins Sp. zo.o. (BOP)),
aktywa zlokalizowane wNiemczech, Francji iPolsce.
• Ineos Olefins & Polymers Europa omocach produkcyjnych
około 1 600 tys. ton/rok polietylenu (HPDE, LDPE) aktywa
zlokalizowane wBelgii, Francji, Niemczech, Włoszech
iNorwegii.
• Łączne moce produkcyjne Grupy ORLEN zzakładami
wPolsce iCzechach (zuwzględnieniem 50% udziału
wBOP) wynoszą około 735 tys. ton/rok.
• Moce produkcyjne polipropylenu wEuropie (zachodnia,
centralna iwschodnia) kształtują się na poziomie około 13
979 tys. ton/rocznie.
• Lyondell Basell Industries posiada zdolności produkcyjne
na poziomie około 2 640 tys. ton/rok (zuwzględnieniem
50% udziału współce BOP) iaktywa wNiemczech, Francji,
Włoszech, Hiszpanii, Wielkiej Brytanii, Holandii iPolsce.
• Borealis zmocami produkcyjnymi około 1 965 tys. ton/rok
polipropylenu, aktywa zlokalizowane wBelgii, Niemczech,
Austrii iFinlandii.
• Total Petrochemicals – moce produkcyjne około 1 080
tys. ton/rok polipropylenu, aktywa zlokalizowane wBelgii
iFrancji.
• Łączne moce produkcyjne Grupy ORLEN zzakładami
wPolsce iCzechach (zuwzględnieniem 50% udziału
wBOP) wynoszą około 600 tys. ton/ rok.
Producenci polietylenu wEuropie
Producenci polipropylenu wEuropie
WYKRES 46
WYKRES 47
Źródło: Opracowanie własne na podstawie raportu Market Analytics – Poliolefins
– 2023 (Nexant).
Źródło: Opracowanie własne na podstawie raportu Market Analytics – Poliolefins
– 2023 (Nexant).
5. Działalność operacyjna
161Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
• Nominalne zdolności produkcyjne PTA wEuropie wynoszą
3 985 tys. ton/rocznie.
• Indorama – największy producent PTA wEuropie
omocach nominalnych 1 775 tys. ton rocznie, aktywa
zlokalizowane wPortugalii, Hiszpanii oraz Holandii.
• Ineos – drugi co do wielkości producent PTA omocach
1 400 tys. ton/rok zaktywami zlokalizowanymi wBelgii.
• ORLEN jako jedyny wEuropie posiada instalacje
produkcyjne wpełni zintegrowane zprodukcją
paraksylenu idysponuje mocami produkcyjnymi na
poziomie 690 tys. ton/rok.
• Nominalne zdolności produkcyjne PCW wEuropie
wynoszą 8 141 tys. ton/rocznie.
• INEOS posiada moce produkcyjne 2 106 tys. ton/rok PCW.
• Kolejni producenci Vinnolit, Kem One, Vynova, posiadają
zdolności produkcyjne PCW szacowane odpowiednio na
885 tys. ton/rok, 882 tys. ton/rok i830 tys. ton/rok.
• Grupa ORLEN zinstalacjami wAnwil iSpolanie
izdolnościami 475 tys. ton/rok zajmuje 5 pozycję na
europejskim rynku tworzyw sztucznych.
Producenci PTA wEuropie Producenci PCW wEuropie
WYKRES 48 WYKRES 49
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych Wood Mackenzie 2023.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie raportu Market
Analytics – Vinyls – 2023 (Nexant).
5. Działalność operacyjna
162Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.3.4. Sprzedaż wolumenowa
W2023 roku łączna sprzedaż Grupy ORLEN wsegmencie
Petrochemia osiągnęła poziom 4 379 tys. ton ibyła niższa o(-) 12,6%
wporównaniu do 2022 roku, głównie wefekcie mniejszej sprzedaży
olefin, PCW iPTA wrezultacie postojów remontowych instalacji Olefin,
Metatezy, PCW iPX/PTA.
Sprzedaż Grupy ORLEN wsegmencie Petrochemia [mln PLN/ tys. ton]
Sprzedaż
2023 2022 2021
zmiana %
Wartość Wolumen Wartość Wolumen Wartość Wolumen
1 2 3 4 5 6 7 8=(2-4)/4 9=(3-5)/5
Monomery
1
2 943 676 5 187 895 3 685 794 (43,3%) (24,5%)
Polimery
2
3 387 673 4 505 661 3 726 603 (24,8%) 1,8%
Aromaty
3
1 339 350 1 901 395 1 315 347 (29,6%) (11,4%)
Nawozy sztuczne
4
1 445 974 2 668 915 1 375 1 134 (45,8%) 6,4%
Tworzywa sztuczne
5
1 188 232 2 873 371 1 911 331 (58,6%) (37,5%)
PTA 1 519 413 2 667 572 1 483 518 (43,0%) (27,8%)
Pozostałe
6
2 842 1 061 4 674 1 204 2 516 1 179 (39,2%) (11,9%)
Razem 14 663 4 379 24 475 5 013 16 011 4 906 (40,1%) (12,6%)
1) Etylen, propylen.
2) Polietylen, polipropylen.
3) Benzen, toluen, paraksylen, ortoksylen.
4) Canwil, siarczan amonu, saletra amonowa, pozostałe nawozy.
5) PCW, granulat PCW.
6) Pozostałe obejmują głównie: aceton, amoniak, butadien, fenol, gazy techniczne, glikole, kaprolaktam, ług sodowy oraz siarkę. Dodatkowo wujęciu wartościowym przychody ze sprzedaży usług
segmentu imateriałów.
Struktura przychodów ze sprzedaży Grupy ORLEN wsegmencie Petrochemia
WYKRES 50
Źródło: Opracowanie własne.
Wlatach 2023, 2022 i2021 Grupa nie zidentyfikowała wiodących
klientów, zktórymi zrealizowałaby indywidualnie przychody ze
sprzedaży przekraczające poziom 10% łącznych przychodów ze
sprzedaży Grupy ORLEN.
5. Działalność operacyjna
TABELA 22
163Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.3.4.1. Rynki zbytu iudziały rynkowe
Sprzedaż wolumenowa na rynkach macierzystych
1
Grupy ORLEN wsegmencie Petrochemia [tys. ton]
Sprzedaż 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Polska 2 727 3 102 2 973 (375) (12,1%)
Czechy 1 615 1 856 1 860 (241) (13,0%)
Kraje bałtyckie iUkraina 37 55 73 (18) (32,7%)
Razem 4 379 5 013 4 906 (634) (12,6%)
1) wg kraju siedziby spółki realizującej sprzedaż.
Sprzedaż wolumenowa Grupy ORLEN wsegmencie Petrochemia na rynku polskim [tys. ton]
Sprzedaż 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Monomery 545 742 611 (197) (26,5%)
Polimery 53 - - 53 -
Aromaty 169 179 130 (10) (5,6%)
Nawozy sztuczne 877 751 941 126 16,8%
Tworzywa sztuczne 193 283 240 (90) (31,8%)
PTA 413 572 518 (159) (27,8%)
Pozostałe 477 575 533 (98) (17,0%)
Razem 2 727 3 102 2 973 (375) (12,1%)
Rynek polski
Sprzedaż Grupy ORLEN na rynku polskim wsegmencie Petrochemia
w2023 roku wyniosła 2 727 tys. ton ibyła niższa o(-) 375 tys. ton
(r/r). Spadek wolumenów to głównie rezultat niższej sprzedaży
monomerów o(-) 26,5% (r/r), PTA o(-) 27,8% (r/r) iTworzyw sztucznych
o(-) 31,8% wefekcie ograniczeń produkcyjnych związanych
zpostojem instalacji Olefin iPCW oraz niższego popytu na PTA.
Powyższy spadek został częściowo ograniczony wzrostem sprzedaży
nawozów sztucznych o16,8% (r/r) wzwiązku zmniejszym zakresem
postojów oraz brakiem ograniczeń produkcji na skutek wysokich cen
gazu ziemnego z2022 roku.
5. Działalność operacyjna
TABELA 23
TABELA 24
164Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Struktura sprzedaży wolumenowej Grupy ORLEN wsegmencie Petrochemia na rynku polskim
WYKRES 51
Źródło: Opracowanie własne.
5. Działalność operacyjna
Sprzedaż wolumenowa Grupy ORLEN wsegmencie Petrochemia na rynku czeskim [tys. ton]
Sprzedaż 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Monomery 94 98 110 (4) (4,1%)
Polimery 620 661 603 (41) (6,2%)
Aromaty 181 216 217 (35) (16,2%)
Nawozy sztuczne 97 164 193 (67) (40,9%)
Tworzywa sztuczne 39 88 91 (49) (55,7%)
Pozostałe 584 629 646 (45) (7,2%)
Razem 1 615 1 856 1 860 (241) (13,0%)
Rynek czeski
Sprzedaż Grupy ORLEN na rynku czeskim wsegmencie Petrochemia w2023 roku wyniosła 1 615 tys. ton ibyła niższa o(-) 13% (r/r) wefekcie
postojów instalacji m.in. Steamcracker, Polipropylenu iPolietylenu oraz niższego popytu na produkty petrochemiczne.
TABELA 25
165Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Struktura sprzedaży wolumenowej Grupy ORLEN wsegmencie Petrochemia na rynku czeskim
WYKRES 52
Źródło: Opracowanie własne.
5.3.5. Aktywa logistyczne
Na potrzeby operacyjne w2023 roku Grupa ORLEN na terenie Polski
wykorzystywała łącznie 39 obiektów: terminale własne, terminale
będące własnością podmiotów zGrupy ORLEN oraz bazy podmiotów
trzecich.
Łączna pojemność magazynowa dla węglowodorów iich pochodnych
wramach infrastruktury własnej oraz zawartych umów wynosiła na
koniec 2023 roku około 6,4 mln m
3
.
5. Działalność operacyjna
Sprzedaż wolumenowa Grupy ORLEN wsegmencie Petrochemia na rynkach obsługiwanych
przez Grupę ORLEN Lietuva [tys. ton]
Sprzedaż 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Monomery 37 55 73 (18) (32,7%)
Razem 37 55 73 (18) (32,7%)
Rynki krajów bałtyckich iUkraina
Sprzedaż monomerów Grupy ORLEN Lietuva w2023 roku wyniosła 37 tys. ton ibyła niższa o(18) tys. ton (r/r) wefekcie niższego popytu na propylen.
TABELA 26
166Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.4. Segment Gaz
5.4.1. Trendy rynkowe
Obrót hurtowy wPolsce iza granicą
Wroku 2023 europejski rynek gazu ziemnego dostosował się do
fundamentalnego ograniczenia dostaw zRosji, która przed wojną
wUkrainie, była głównym eksporterem tego surowca na Stary
Kontynent. Import rosyjskiego gazu do Europy wujęciu rok do roku
spadł o77%. Najważniejszymi, bezpośrednimi odbiorcami ztego
kierunku były Austria, Węgry oraz Serbia.
Pomimo niskich dostaw ze Wschodu, pierwsza połowa roku była
sprzyjająca stopniowemu obniżaniu się cen surowca zuwagi na
łagodną zimę iwysokie temperatury, co poskutkowało rekordowo
wysokimi poziomami wypełnienia podziemnych magazynów gazu.
Wdrugim półroczu nastąpiło przełamanie trendu malejących cen
gazu. Ograniczenia wydobycia wzwiązku zpracami remontowymi
ikonserwacyjnymi na norweskich złożach spowodowały ograniczenia
podaży ztego kierunku oponad połowę, co poskutkowało 14%
mniejszym eksportem na Stary Kontynent wujęciu rok do roku.
Drugim istotnym wydarzeniem jest konflikt na linii Izrael-Palestyna,
który rozpoczął się 7 października. Wojna nie zagraża wprost podaży
surowca, natomiast stanowi zagrożenie dla jego transportu przez
Morze Czerwone. W2023 roku, wcelu zabezpieczenia źródeł gazu
ziemnego Grupa ORLEN realizowała import do Polski woparciu
ozdywersyfikowane portfolio kontraktów.
Grupa ORLEN wzakresie rozwijania działalności sprowadzania LNG
realizuje przede wszystkim działalność wzakresie dostaw wformule
Free on Board (FOB) oraz Deliver Ex Ship (DES). Rozszerzenie
kompetencji handlowych ilogistycznych wzakresie zarządzania
tonażem LNG pozwoli na dalszy rozwój handlu LNG wramach Grupy
ORLEN iumożliwi optymalizację kontraktów długoterminowych
od 2025 roku. W2024 roku główny nacisk będzie położony na
aktywny handel na nowych rynkach wEuropie (takich jak Włochy
czy Finlandia). Ważny kierunek rozwoju Grupy ORLEN stanowi także
rynek francuski – wprzypadku wystąpienia korzystnych uwarunkowań
biznesowych PST może intensyfikować działalność handlową
za pośrednictwem terminala LNG wMontoir, wktórym posiada
zarezerwowane moce regazyfikacyjne.
Grupa ORLEN zwiększa swoją aktywność wregionie Europy
Środkowo-Wschodniej wcelu dywersyfikacji źródeł dostaw gazu
do Polski oraz optymalizacji portfela Grupy ORLEN wregionie.
Szczególnie istotny dla PST jest rozwój na rynkach, które dzięki
powstającej infrastrukturze gazowej nabiorą strategicznego znaczenia
dla rynku polskiego wsposób bezpośredni tj.: Słowacja, Ukraina
iLitwa oraz pośredni jak: Włochy, Węgry, Łotwa iEstonia.
Obrót detaliczny
W2023 roku sytuacja rynkowa wdużej mierze determinowana była
wydarzeniami na rynkach europejskich. Dynamika odzwierciedlała
różnorodność czynników wpływających na światową gospodarkę.
Grupa ORLEN musiała elastycznie reagować na zmieniające
się warunki rynkowe, dostosowując swoje strategie zakupowe
iproduktowe do dynamicznej natury rynku paliwa gazowego.
Miniony rok charakteryzował się cechami spowolnienia
gospodarczego iutrzymującym się niższym popytem na
paliwo gazowe, zarówno wśród odbiorców indywidualnych jak
iprzemysłowych, co pozwoliło zachować państwom europejskim
bilansu popytu ipodaży. Wysokie stany napełnienia instalacji
magazynowych po sezonie zimowym 2022/2023 umożliwiły
skutecznie uzupełnić zapasy iprzygotować się na sezon 2023/2024.
Czynniki te zadziałały spadkowo na notowania paliwa gazowego
na europejskich giełdach, co wogólnym bilansie doprowadziło do
spadków cen do poziomów sprzed początku wojny wUkrainie.
W2023 roku Grupa ORLEN musiała dostosować się do wyzwań
związanych m.in. z:
• postępującą transformacją energetyczną będącej wynikiem
zarówno polityki klimatycznej na poziomie Unii Europejskiej, jak
ioczekiwań rynku (wyzwania konkurencyjne, technologiczne
iinwestycyjne);
• ryzykiem zastępowania paliwa gazowego przez klientów zgrup
taryfowych 1-4 rozwiązaniami alternatywnymi.
Główni inajbardziej aktywni konkurenci Grupy ORLEN na detalicznym
rynku gazu to: Fortum, Axpo, Unimot, ENGIE Zielona Energia iDuon.
Wramach rynku obrotu detalicznego LNG głównymi konkurentami
są: DUON Dystrybucja, sp. zo.o, CRYOGAS M&T POLAND S.A., Shell
Polska Sp. zo.o. oraz Gaspol S.A. Wprzypadku obszaru bunkrowania
LNG największą aktywność konkurencyjną wykazuje DUON
Dystrybucja sp. zo.o., Barter S.A., Cryogas sp. zo.o., Gascom sp. zo.o.
oraz podmioty zagraniczne, m.in. Nauticor oraz Gasum.
Dystrybucja gazu
Dynamiczne zmiany zachodzące na rynku energii ipaliw gazowych,
były impulsem dla działającej wobszarze dystrybucji Polskiej
Spółki Gazownictwa (PSG; należącej do Grupy ORLEN) do
wypracowania Strategii PSG na lata 2023-2030 zperspektywą do
roku 2040 irozpoczęcia analiz strategicznych, które skupiały się na
następujących obszarach:
5. Działalność operacyjna
167Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
• realizacji podstawowych obowiązków PSG jako Operatora Systemu
Dystrybucyjnego (OSD), tj. bezpieczne inieprzerwane dostarczanie
paliwa gazowego do odbiorców końcowych, atakże obsługa,
utrzymanie oraz rozbudowa sieci dystrybucyjnej);
• identyfikacji koniecznych zmian wkrajowym otoczeniu taryfowo-
regulacyjnym, stabilizujących sytuację na polskim rynku paliwa
gazowego;
• utrzymaniu dyscypliny kosztowej;
• pozyskaniu efektywnego wolumenu dystrybucji;
• włączeniu wmodel biznesowy paliw alternatywnych (wodór,
biometan);
• kontynuacji prac nad optymalizacją procesów wewnętrznych oraz
dalszą realizacją projektów nastawionych na digitalizację.
Obecnie na polskim rynku dystrybucji gazu funkcjonuje 49
konkurencyjnych OSD. Grupa ORLEN szczególną uwagę zwraca na
konkurencję substytucyjną, czyli rynek paliw ienergii, które mogą
konkurować zpaliwem gazowym wzakresie zaspokajania potrzeb
energetycznych odbiorców końcowych. Wymienić można tutaj
odnawialne źródła energii, energię elektryczną (pompy ciepła), gaz
płynny LPG iciepło systemowe wytwarzane wlokalnych ciepłowniach
miejskich zpaliw innych niż paliwo gazowe.
Niemniej jednak gazowa infrastruktura sieciowa umożliwia
dostarczanie paliw do źródeł ciepła oraz odbiorców końcowych,
stwarzając warunki dla poprawy jakości powietrza poprzez
ograniczenie emisji CO
2
oraz pyłów jak również stabilizację pracy
systemu elektroenergetycznego przez instalacje kogeneracji gazowej.
Wzrost wykorzystania OZE stanowi konkurencję substytucyjną dla
sektora gazowego, jednakże wpewnych uwarunkowaniach stanowić
może atut dla odbiorców końcowych. Uwzględniając ideę Zielonego
Ładu transformacja energetyczna sieci gazowej będzie stwarzać
warunki dla wprowadzenia idystrybucji odnawialnych paliw gazowych,
które to paliwa mogą dać korzyść dla odbiorców końcowych
(spełnienie granicznych wskaźników energii pierwotnej wbudynkach,
spełnienie norm Narodowego Celu Wskaźnikowego wsektorze
paliwowym wtransporcie).
Podczas dochodzenia do neutralności klimatycznej dostęp do sieci
gazowej będzie nadal oczekiwany, jednak infrastruktura musi zostać
przebudowana, by dostosować ją do zasilania zrozproszonych
źródeł wytwórczych odnawialnego paliwa gazowego istabilizować
nierównomierność ich produkcji gazem ziemnym.
5.4.2. Kluczowe aktywa
5.4.2.1. Działalność hurtowa wPolsce
Działalność Grupy ORLEN prowadzona za pośrednictwem Zespołu
Oddziałów PGNiG ORLEN obejmuje m.in. sprzedaż hurtową gazu
ziemnego wydobywanego ze złóż krajowych oraz importowanego
gazociągami idrogą morską. Spółka poprzez wyspecjalizowane
komórki organizacyjne – Biuro Handlu Gazem iBiuro LNG prowadzi
handel: gazem ziemnym, LNG, ropą naftową, energią elektryczną,
uprawnieniami do emisji CO
2
iprawami majątkowymi.
Grupa ORLEN wramach wykonywanej działalności posiada koncesję
na obrót paliwami gazowymi, obrót gazem ziemnym zzagranicą,
wytwarzanie energii elektrycznej, obrót energią elektryczną,
skraplanie gazu ziemnego iregazyfikację LNG winstalacjach
skroplonego gazu ziemnego.
W2023 roku ORLEN kupowało gaz ziemny głównie wramach
wymienionych poniżej umów ikontraktów długoterminowych:
• długoterminowe umowy sprzedaży gazu ziemnego wydobywanego
ze złóż na NCS zawarte 23 września 2022 roku ze spółkami zgrupy
Equinor ASA. Dostawy są realizowane od 1 stycznia 2023 roku do 1
stycznia 2033 roku;
• umowy sprzedaży skroplonego gazu ziemnego zdnia 29 czerwca
2009 roku zQatar Liquefied Gas Company Limited, obowiązującej
do 2034 roku (tzw. kontrakt katarski) oraz umowy dodatkowej
do umowy długoterminowej zmarca 2017 roku (obowiązuje od
początku 2018 do 2034 roku);
• umowy sprzedaży / zakupu skroplonego gazu ziemnego zdnia
8 listopada 2018 roku zCheniere Marketing International, LLP,
obowiązującej do 2042 roku.
W2023 roku zawarto również umowy mające na celu zapewnienie
dywersyfikacji dostaw gazu do Polski, wśród których można wymienić:
umowę zawartą 25 stycznia 2023 roku zPort Arthur LNG LLC, spółką
należącą do Sempra Infrastructure, na dostawy LNG, których roczny
wolumen wyniesie 1 mln ton. Kontrakt będzie obowiązywać przez 20
lat, apierwsze dostawy spodziewane są w2027 roku. Ładunki LNG
będą pochodzić zterminalu skraplającego Port Arthur LNG wstanie
Teksas.
Na potrzeby transportu LNG zakontraktowanego na bazie formuły
free-on-board (FOB) wterminalach amerykańskich spółka PST zGrupy
ORLEN wyczarterowała na okres 10 lat wsumie 8 zbiornikowców LNG
- sześć od norweskiego armatora Knutsen OAS Shipping oraz dwa od
Maran Gas Maritime – spółki będącej częścią koncernu Angelicoussis
Group. Pierwsza znowych jednostek, zbiornikowiec Lech Kaczyński,
została przekazana Grupie ORLEN wgrudniu 2022 roku do końca
2023 roku Grupa dysponowała już 4 statkami (poza jednostką Lech
Kaczyński także statkami: Grażyna Gęsicka, Saint Barbara oraz
Ignacy Łukasiewicz). Zakończenie budowy pozostałych jednostek
opojemności około 174 tys. m
3
każda planowane jest do końca 2025
roku.
5. Działalność operacyjna
168Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Dnia 18 sierpnia 2023 roku została podpisana umowa pomiędzy
ORLEN aGAZ-SYSTEM dotycząca rezerwacji zdolności
regazyfikacyjnych wpływającym terminalu FSRU (ang. Floating
Storage Regasification Unit), który powstanie wZatoce Gdańskiej.
Terminal planowo będzie posiadał możliwości wyładunku,
składowania oraz prowadzenia procesu regazyfikacji na poziomie do
6,1 mld m
3
paliwa gazowego rocznie. Uruchomienie jednostki, zgodnie
zzapowiedziami GAZ-SYSTEM, planowane jest na 1 stycznia 2028
roku. Dzięki podpisanej umowie ORLEN będzie mógł odebrać wtym
terminalu do 58 dostaw LNG rocznie.
Łącznie w2023 roku wramach funkcjonujących umów Grupa
ORLEN odebrała 62 ładunki z4,7 mln ton LNG, tj. około 71 TWh gazu
ziemnego po regazyfikacji, wtym:
• 19 ładunków wramach kontraktów długoterminowych zQatargas –
wolumen importu zKataru wyniósł 1,7 mln ton, czyli około 26,5 TWh
gazu ziemnego po regazyfikacji;
• 19 ładunków wramach kontraktu długoterminowego zCheniere
Marketing International, LLP ołącznym wolumenie 1,3 mln ton LNG
co odpowiada około 20 TWh;
• 24 dostawy spot.
ORLEN oraz Grupa Azoty ijej spółki zależne pod koniec czerwca
2023 roku podpisały nowe kontrakty indywidualne dotyczące
sprzedaży paliwa gazowego, przedłużając współpracę wzakresie
dostaw gazu ziemnego do końca września 2026 roku, zopcją
wydłużenia do końca września 2027 roku. Nowe kontrakty
indywidualne realizowane są od 1 października 2023 roku. Szacowana
wartość nowych kontraktów na dzień ich zawarcia dla 4 letniego
okresu obowiązywania wynosiła około 18 mld PLN.
Innymi strategicznymi odbiorcami gazu ziemnego PGNiG wPolsce
pozostają również odbiorcy przemysłowi, do których należą m.in.:
KGHM Polska Miedź S.A., Grupa Kapitałowa ArcelorMittal iGrupa
Kapitałowa PGE.
Poza podmiotami wymienionymi powyżej, ORLEN dokonywał
wtrakcie 2023 roku licznych kontraktacji gazu na potrzeby obecnych
inowych klientów.
5.4.2.2. Działalność hurtowa za
granicą
Grupa ORLEN poprzez spółkę PGNiG Supply & Trading GmbH (PST)
rozwija swoją działalność wEuropie wtrzech głównych obszarach:
handel na międzynarodowym rynku LNG, usługi dostępu do
europejskiego rynku gazu wtym dla gazu pochodzącego zszelfu
kontynentalnego na Morzu Północnym oraz sprzedaż hurtową na
rynku Europy Środkowo-Wschodniej.
Grupa ORLEN wramach wykonywanej działalności posiada możliwość
obrotu paliwami gazowymi wPolsce, Niemczech, Holandii, Belgii,
Austrii, Norwegii (Gassled System), Danii, Wielkiej Brytanii, Francji,
Czechach, Słowacji, na Ukrainie, Litwie, Łotwie, Estonii, Węgrzech,
Chorwacji oraz we Włoszech. Spółka aktywnie uczestniczy
whandlu na zorganizowanych rynkach (giełdach) oraz wobrocie
pozagiełdowym (OTC) współpracując zponad 150 kontrahentami na
bazie kontraktów EFET (umowy ramowe dotyczące obrotu gazem
ienergią elektryczną) oraz podobnych standaryzowanych kontraktach.
Działalność handlowa na globalnym rynku LNG jest prowadzona
poprzez dwie spółki córki zarejestrowane wLondynie. W2023
roku zrealizowano 26 dostaw LNG, zczego 2 do terminalu FSRU
wKłajpedzie na Litwie. Przekłada się to na dostawę 24,6 TWh LNG do
terminalu wŚwinoujściu oraz 2,0 TWh do terminalu wKłajpedzie.
Spółka PGNiG Supply & Trading GmbH jest zarejestrowana
wnorweskim systemie Gassled obsługiwanym przez Gassco (Shipper
Agreement), co umożliwia działalność wzakresie odbioru gazu ze złóż
na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. PST jest także zarejestrowana
jako shipper (pośredniczący podmiot wyspecjalizowany wobszarze
gazu) oraz uczestnik systemu magazynowania gazu wUkrainie.
W2021 roku wcelu zwiększenia obecności wrejonie Europy
Środkowo - Wschodniej spółka została członkiem węgierskiej giełdy
gazu CEEGEX oraz giełdy GET Baltic dla rynku litewskiego.
PST kontynuuje działalność wzakresie obrotu kontraktami
terminowymi na ropę Brent oraz na gaz wUSA Henry Hub poprzez
giełdy: ICE Futures Europe iICE Futures U.S. Spółka prowadzi również
handel energią elektryczną na rynku niemieckim, wramach transakcji
giełdowych (EEX) oraz na rynku pozagiełdowym (OTC).
5.4.2.3. Działalność detaliczna
Grupa ORLEN prowadzi działalność na detalicznym rynku obrotu
gazem za pomocą powołanej wsierpniu 2014 roku spółki
PGNiG Obrót Detaliczny (PGNiG OD). Głównym celem spółki jest
prowadzenie sprzedaży detalicznej gazu ziemnego oraz handlowej
obsługi klienta detalicznego. PGNiG Obrót Detaliczny specjalizuje się
wsprzedaży gazu ziemnego (głównie pozyskanego zTGE), energii
elektrycznej, sprężonego gazu ziemnego (CNG) oraz skroplonego
gazu ziemnego (LNG). Wramach wykonywanej działalności posiada
ona koncesję na obrót paliwami gazowymi oraz obrót energią
elektryczną.
Spółka PGNiG Obrót Detaliczny wcelu prowadzenia działalności
pozyskuje gaz ziemny ztrzech podstawowych źródeł:
• zakup gazu wysokometanowego na TGE;
• zakup gazu wysokometanowego na mocy umowy bilateralnej
zawartej zORLEN S.A. zdostawą do punktu wirtualnego wsieci
przesyłowej GAZ-SYSTEM;
• zakup gazu na mocy umowy bilateralnej zawartej zORLEN S.A.
zdostawą do punktu fizycznego Słubice.
Największy udział wglobalnym wolumenie zakupu gazu
wysokometanowego przypada na transakcje przeprowadzane na TGE.
Wportfelu zakupowym PGNiG Obrót Detaliczny poza gazem ziemnym
wysokometanowym występuje również gaz zaazotowany oraz gaz
ziemny wysokometanowy wpostaci skroplonej LNG. Zakup gazu
zaazotowanego realizowany jest na podstawie umowy bilateralnej
zORLEN S.A., natomiast zakup gazu wpostaci skroplonej LNG
realizowany jest na podstawie umów bilateralnych zORLEN S.A. oraz
PGNiG Supply & Trading GmbH.
5. Działalność operacyjna
169Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
W2023 roku spółka PGNiG OD stosowała Taryfę PGNiG OD
wzakresie obrotu paliwami gazowymi nr 12 (Taryfa nr 12) zatwierdzoną
decyzją Prezesa URE z17 grudnia 2022 roku, która zdwoma
śródrocznymi zmianami, obowiązywała przez cały 2023 rok.
Taryfa nr 12 oraz jej zmiany wprzypadku podmiotów uprawnionych do
ochrony taryfowej nie wpłynęła na rozliczenia zodbiorcami wzakresie
cen za paliwo gazowe oraz stawek opłat abonamentowych w2023
roku.
Zgodnie zzapisami ustawy z15 grudnia 2022 roku oszczególnej
ochronie niektórych odbiorców paliw gazowych w2023 roku,
wzwiązku zsytuacją na rynku gazu, wokresie od 1 stycznia 2023
roku do 31 grudnia 2023 roku PGNiG OD stosowało cenę maksymalną
paliw gazowych wynoszącą netto 200,17 PLN/MWh wrozliczeniach
zodbiorcami paliw gazowych uprawnionymi do ochrony taryfowej
(wtym zgospodarstwami domowymi), októrych mowa wart. 62b ust.
1 pkt 2 ustawy Prawo energetyczne.
Od 1 stycznia 2023 roku do 31 grudnia 2023 roku PGNiG Oddział
Detaliczny stosowało stawki opłat abonamentowych wrozliczeniach
zodbiorcami uprawnionymi do ochrony taryfowej na takim samym
poziomie jak wrozliczeniach zodbiorcami uprawnionymi do ochrony
taryfowej w2022 roku, czyli stawki opłat abonamentowych zTaryfy
nr 11.
Zatwierdzona przez Prezesa URE Taryfa nr 12 ijej zmiany stanowiły
podstawę do obliczenia wysokości rekompensat należnych
przedsiębiorstwu, ze względu na sprzedaż paliw gazowych po cenie
niższej niż koszt ich zakupu.
PGNiG Obrót Detaliczny konsekwentnie rozwija gazomobilność
wPolsce. Gaz ziemny, ze względu na swoje walory ekologiczne,
odgrywa istotną rolę wtransporcie publicznym – również wdużych
aglomeracjach, takich jak Warszawa. Aby liczba pojazdów gazowych
rosła, niezbędny jest jednak konsekwentny rozwój sieci stacji
tankowania paliw gazowych. PGNiG Obrót Detaliczny uruchomiło
w2023 roku dwie stacje LCNG wKoszalinie iZielonej Górze. Obie
umożliwiają tankowanie zarówno skroplonego (LNG), jak isprężonego
gazu ziemnego (CNG). Ponadto są przystosowane do tankowania
bio-LNG ibio-CNG, co wprzyszłości pozwoli na zagospodarowanie
biometanu.
5. Działalność operacyjna
Polityka handlowa – segment business-to-
customer (B2C)
Kluczowym czynnikiem determinującym zasady polityki
sprzedażowej spółki wsegmencie klientów indywidualnych jest
obowiązek zatwierdzania taryf przez Prezesa URE. Zniesienie
tego obowiązku zgodnie zobecnie obowiązującymi regulacjami
prawnymi jest planowane na styczeń 2028 roku. Grupa ORLEN,
wychodząc naprzeciw oczekiwaniom klientów oraz podnosząc
swoją konkurencyjność na rynku, sukcesywnie poszerza swoją
ofertę dla bazy ponad 7 mln klientów poprzez sprzedaż produktów
dodatkowych.
Wlatach poprzednich wprowadzono do oferty następujące usługi:
• assistance „Pomocna Ekipa”, który gwarantuje pomoc fachowców
24 h/7 dni wtygodniu;
• pakiet „Na Zdrowie”, który gwarantuje łatwy iszybki dostęp do
usług medycznych;
• pakiety ubezpieczeń prawnych – „Doradca Prawny dla Ciebie”
• oraz „Doradca Prawny dla Firmy”, które zapewniają dostęp do
porad prawnych oraz zwrot kosztów wynagrodzenia adwokata lub
radcy prawnego;
• produkt „Bezpieczeństwo osobiste”;
• sprzedaż gazowych kotłów kondensacyjnych;
• dofinansowanie do wymiany kotłów grzewczych;
• programy sprzedażowe zobszaru OZE.
Polityka handlowa – segment business-to-
business (B2B)
Punktem wyjścia rozwoju polityki produktowej jest dostosowywanie
jej do potrzeb poszczególnych segmentów klienckich, możliwość
reagowania na niestabilności rynku hurtowego oraz realizacja celów
biznesowych. Istotnym elementem jest także zapewnienie zgodności
zwymogami regulacyjno-prawnymi, atakże dostosowanie oferty
sprzedażowej do aktualnej sytuacji rynkowej, wtym zapobieganiu
kryzysom na rynku energetycznym w2023 roku.
Cennik „Gaz dla Biznesu” jest bazową ofertą dla odbiorców paliwa
gazowego. Jest to oferta skierowana do klientów, którzy nie są skłonni
korzystać zproduktów terminowych.
Wcelu ograniczenia negatywnego efektu ekonomicznego
związanego zwysokimi cenami paliwa gazowego wpływającymi
bezpośrednio na koszty działalności biznesowej odbiorców,
spółka wprowadziła do stosowania mechanizm tzw. automatycznej
obniżki, polegającej na czasowym (automatycznym) obniżeniu cen
dla wszystkich klientów biznesowych korzystających zcennika.
Skorzystanie zobniżki nie wymagało od odbiorców podjęcia żadnych
działań, ceny uwzględniające obniżkę były automatycznie stosowane
wrozliczeniach.
170Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Grupa ORLEN oferuje dodatkowe rodzaje produktów:
• produkty terminowe – oferta „Gaz Comfort Indywidualny” bazują
na wycenie indywidualnej realizowanej dla każdego zklientów,
zmożliwością wyboru okresu obowiązywania, daty rozpoczęcia
poboru, czy warunków płatności;
• produkty powiązane znotowaniem gazu na Towarowej Giełdzie
Energii – oferta „Gaz Profit Indeksowany” oraz „Gaz Profit
Transzowy” przeznaczone dla klientów, którzy są skłonni do
zarządzania ryzykiem zmiany cen.
Sprzedaż awaryjna / rezerwowa / zurzędu
PGNiG OD pełni rolę „sprzedawcy rezerwowego” i„sprzedawcy
zurzędu” dla paliwa gazowego wzwiązku zustawą zdnia 9 listopada
2018 roku ozmianie ustawy Prawo energetyczne oraz niektórych
innych ustaw.
W2023 roku wzwiązku zzaprzestaniem dostarczania paliwa
gazowego przez:
• spółki energetyczne: Efengaz Sp. zo.o., Enea S.A., Energia Polska
Sp. zo.o., Przedsiębiorstwo Gospodarki Komunalnej Daszyna Sp.
zo.o., TAURON Sprzedaż sp. zo.o.;
• innych sprzedawców paliwa gazowego wzwiązku zwygaśnięciem
umów kompleksowych zawartych przez tych sprzedawców
zodbiorcami końcowymi oraz zgłoszonym przez tych odbiorców
końcowych zamiarem kontynuowania poboru paliw gazowych.
PGNiG OD zapewniło ponad 24 tysiącom odbiorców nieprzerwane
dostarczanie paliwa gazowego wramach sprzedaży rezerwowej lub
zurzędu.
5.4.2.4. Magazynowanie
Grupa ORLEN za pomocą spółki Gas Storage Poland (GSP) prowadzi
działalność gospodarczą wzakresie magazynowania paliw gazowych
winstalacjach magazynowych stanowiących własność ORLEN: PMG
Husów, PMG Wierzchowice, PMG Strachocina, PMG Swarzów, PMG
Brzeźnica, KPMG Mogilno iKPMG Kosakowo.
Wramach wykonywanej działalności Gas Storage Poland posiada
koncesję na magazynowanie paliwa gazowego winstalacjach
gazowych. Rozliczenia wzakresie usług magazynowania prowadzone
były woparciu onastępujące taryfy:
• zmianę nr 2 Taryfy wzakresie usług magazynowania paliwa
gazowego Nr 1/2022, obowiązującą wokresie od godz. 6:00 dnia 1
stycznia 2023 roku do godz. 6:00 dnia 20 stycznia 2023 roku;
• zmianę nr 3 Taryfy wzakresie usług magazynowania paliwa
gazowego Nr 1/2022, obowiązującą wokresie od godz. 6:00 dnia
20 stycznia 2023 roku do godz. 6:00 dnia 1 lipca 2023 roku;
• Taryfę wzakresie usług magazynowania paliwa gazowego Nr
1/2023, obowiązującą wokresie od godz. 6:00 dnia 1 lipca 2023
roku do godz. 6:00 dnia 1 stycznia 2024 roku;
5. Działalność operacyjna
Na koniec 2023 roku, wramach długoterminowych USUM, Gas
Storage Poland rozdysponowała zdolności magazynowe wilości 180,4
tys. pakietów, wtym 86,1 tys. pakietów wusługach magazynowania
na warunkach ciągłych oraz 94,3 tys. pakietów na warunkach
przerywanych.
Wramach krótkoterminowych usług magazynowania na warunkach
przerywanych na 31 grudnia 2023 roku, GSP rozdysponowała
zdolności magazynowe wliczbie 1 745 pakietów.
Na dzień 31 grudnia 2023 roku GSP dysponowała łącznie 3 327,7 mln
m
3
pojemności magazynowych czynnych instalacji magazynowych.
Wramach tych pojemności GSP udostępniła na zasadach TPA
oraz na potrzeby operatora systemu przesyłowego gazowego
łącznie 3 288,9 mln m
3
pojemności czynnych wramach usług
długoterminowych oraz całość z31,8 mln m
3
pojemności czynnej
wramach usług krótkoterminowych na warunkach przerywanych, ze
względu na warunki techniczne. Ponadto, GSP przeznaczyła około 7
mln m
3
pojemności czynnej na potrzeby zużycia własnego instalacji
technologicznej KPMG Mogilno iKMPG Kosakowo.
Grupa ORLEN świadczy również usługę biletową, która umożliwia
podmiotom importującym gaz ziemny do Polski lub dokonującym
obrotu zzagranicą wywiązanie się zustawowego obowiązku
utrzymywania zapasu obowiązkowego. Grupa świadczyła usługę
zgodnie zumowami zawartymi na rok gazowy 2022/2023,
podpisanymi z7 przedsiębiorstwami energetycznymi oraz
realizuje umowy na rok gazowy 2023/2024 zawarte także z7
przedsiębiorstwami zbranży energetycznej.
Grupa ORLEN wramach usługi biletowej utrzymuje zapasy gazu
wmagazynach gazu, których operatorem jest Gas Storage Poland.
W2023 roku przedłużono umowę iświadczono usługę utrzymania
instalacji ługowniczej wKPMG Kosakowo oraz zapewnienia
monitoringu obiektów inieruchomości.
Kontynuowane były prace związane zrozbudową PMG Wierzchowice.
Wramach inwestycji pojemność czynna PMG Wierzchowice zostanie
zwiększona zobecnych 1,3 mld m
3
do 2,1 mld m
3
, atym samym łączna
pojemność czynna siedmiu podziemnych magazynów gazu będących
instalacjami magazynowymi gazu ziemnego wysokometanowego
przekroczy 4 mld m
3
. Wcelu zapewnienia elastyczności pracy
magazynu zostanie również zwiększona moc zatłaczania z14,4
mln m
3
/dobę do 19,2 mln m
3
/dobę oraz moc odbioru z14,4 mln m
3
/
dobę do 24 mln m
3
/dobę. Grupa ORLEN planuje ponadto rozszerzyć
działalność wobszarze magazynowania energii wpostaci wodoru
isprężonego powietrza, oraz magazynowania paliw gazowych,
tj. wodoru, biometanu wcelu zagwarantowania nowych źródeł
przychodów.
171Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Podziemne magazyny gazu
SCHEMAT 16
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych zOddziału Geologii iEksploatacji iGas Storage Poland.
5. Działalność operacyjna
5.4.2.5. Dystrybucja
Grupa ORLEN poprzez Polską Spółkę Gazownictwa (PSG) jako
operator systemu dystrybucyjnego zobowiązana jest zapewnić
wszystkim odbiorcom oraz przedsiębiorstwom zajmującym
się sprzedażą paliw gazowych, na zasadzie równoprawnego
traktowania, świadczenie usług dystrybucji paliwa gazowego
na zasadach iwzakresie określonym wustawie Prawo
energetyczne oraz obowiązującym dla PSG Programie zapewnienia
niedyskryminacyjnego traktowania użytkowników systemu
dystrybucyjnego (Programie zgodności). PSG świadczy usługi
dystrybucji na podstawie stosownych umów dystrybucyjnych.
Na koniec 2023 roku PSG dostarczała paliwo gazowe do 7,6 mln
odbiorców. W2023 roku PSG zawarła 3 umowy dystrybucyjne. Wtym
samym okresie miało miejsce około 10 tys. zmian sprzedawcy.
Polska Spółka Gazownictwa realizowała działania, które w2023 roku
zaowocowały zawarciem około 52,8 tys. umów przyłączeniowych,
których efektem będzie budowa kolejnych 58,4 tys. przyłączy do sieci
gazowej. Do końca 2023 roku wydano prawie 130 tys. warunków
przyłączeniowych.
PSG kontynuowała rozwój gazyfikacji zwykorzystaniem stacji
regazyfikacji LNG. Na koniec 2023 roku PSG dysponowała 106
OZG stacjami regazyfikacji LNG (bez stacji wyłączonych okresowo
zeksploatacji). W2023 roku zakończono regazyfikację
w4 stacjach LNG wzwiązku zlikwidacją obiektów. Wolumen
dystrybucji gazu zwykorzystaniem stacji regazyfikacji LNG wyniósł
261 GWh (wzrost rok do roku o18,1%).
Gminy, wktórych PSG świadczy usługę
dystrybucji paliwa gazowego
SCHEMAT 17
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych zPSG.
172Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Lokalizacja stacji regazyfikacji LNG wPolsce w2023 roku
Lp Lokalizacja Województwo Gmina
Oddział Zakład
Gazowniczy (OZG)
1 Balice małopolskie Zabierzów Kraków
2 Ciechanowiec podlaskie Ciechanowiec Białystok
3 Lebiedzie mazowieckie Sterdyń Warszawa
4 Lipnica Wielka małopolskie Lipnica Wielka Kraków
5 Łukowica małopolskie Łukowica Kraków
6 Potasznia podlaskie Suwałki Białystok
7 Śniadowo podlaskie Śniadowo Białystok
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych zPSG.
5. Działalność operacyjna
TABELA 27
Ilość gazu przesyłanego systemem dystrybucyjnym wlatach 2018-2023 [mln m
3
]
WYKRES 53
173Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Długość sieci własnych zprzyłączami oraz liczba odbiorców
WYKRES 54
* Odbiorca - każdy, kto otrzymuje lub pobiera paliwa gazowe na podstawie umowy ze sprzedawcą.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych zPSG.
5. Działalność operacyjna
Istotnym zdarzeniem mającym wpływ na realizację obowiązków
operatorskich było zawarcie przez Polską Spółkę Gazownictwa umów
kompleksowych sprzedaży rezerwowej ze sprzedawcą zurzędu
oraz sprzedawcami rezerwowymi, wimieniu ina rzecz odbiorców
końcowych dla 21 461 punktów wyjścia, wzwiązku zzaprzestaniem
dostarczania paliw gazowych przez 5 sprzedawców paliw gazowych
do odbiorców przyłączonych do sieci dystrybucyjnej.
Działalność Polskiej Spółki Gazownictwa jest regulowana poprzez
koncesjonowanie działalności związanej zdystrybucją paliw gazowych
oraz usługą regazyfikacji skroplonego gazu ziemnego, jak również
poprzez zatwierdzanie przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki
taryf dla usług dystrybucji. Wciągu 2023 roku obowiązywała Taryfa Nr
11, skutkująca wzrostem średniej stawki za usługę dystrybucji o21,35%
wstosunku do wcześniej obowiązującej. Wzwiązku zwejściem
wżycie ustawy zdnia 15 grudnia 2022 roku oszczególnej ochronie
niektórych odbiorców paliw gazowych w2023 roku wzwiązku
zsytuacją na rynku gazu, która obligowała PSG do uwzględnienia
wtaryfie przeznaczonej do stosowania w2023 roku lub jego części
także stawek opłat dystrybucyjnych, uwzględniających wostatniej
taryfie stosowanej w2022 roku dla odbiorców uprawnionych,
spółka dokonała wtym zakresie zmiany Taryfy nr 11. Zmiana ta nie
spowodowała zmiany stawek taryfowych.
Łączne poniesione nakłady inwestycyjne wsegmencie Dystrybucji
w2023 roku dla Polskiej Spółki Gazownictwa wyniosły około 3 mld
PLN. Wramach „Programu Inwestycji Strategicznych”, który obejmuje
35 projektów infrastrukturalnych podzielonych na następujące grupy
inwestycji:
• zidentyfikowane wramach Programu Operacyjnego Infrastruktura
iŚrodowisko (POIiŚ) 2014-2020,
• pozostałe, które wwiększości uzyskały efektywność ekonomiczną
irealizowane są ze środków własnych PSG.
Spółka realizowała także „Program Transformacji Energetycznej”,
którego podstawowym celem jest wsparcie:
• przygotowania struktury PSG do transformacji energetycznej,
• przyłączenia do sieci gazowniczej źródeł zawodowych
iprzemysłowych,
• pozyskiwania nowych odbiorców zawodowych oraz rozwoju sieci
pod możliwości zagospodarowania biogazów (Przestrzenna Baza
Danych).
PSG w2023 roku kontynuowało realizację polityki inwestycyjnej
skoncentrowanej na przyłączaniu nowych odbiorców do sieci gazowej
oraz modernizacji sieci gazowej wcelu zapewnienia bezpieczeństwa
iniezawodności dostaw gazu, co wprzyszłości przełoży się na
zapewnienie stałych źródeł przychodów ztytułu świadczonej usługi
dystrybucji oraz bezpieczeństwa dostaw ieksploatacji sieci gazowej.
Ponadto w2023 roku Polska Spółka Gazownictwa realizowała
projekty:
• wspierające działania wobszarze dystrybucji iinfrastruktury. Miały
one na celu wdrożenie rozwiązań technologiczno-organizacyjnych
wobszarach: obsługi klienta, odczytów, zarządzania majątkiem
sieciowym, rozliczania usług dystrybucyjnych ibezpieczeństwa oraz
projekty badawczo-rozwojowe,
• wspierające perspektywę średnioterminową idługoterminową
związaną zrozwojem krajowego sektora energetycznego oraz
rynku energii, wynikające zuwarunkowań prawnych irynkowych,
determinowanych unijną polityką klimatyczno-energetyczną (m.in.
przygotowanie PSG do spełnienia wymogów rozporządzenia
metanowego, badanie wpływu mieszaniny CH4 iH2 na sieć
dystrybucyjną gazu ziemnego oraz analiza możliwości transportu
biogazu, biometanu wformie CNG ijego wprowadzanie do gazowej
sieci dystrybucyjnej),
• zobszaru poprawy efektywności prognozowania wwybranych
procesach podstawowych wcelu ograniczenia strat ioptymalizacji
finansowej (analiza możliwości zastosowania technologii analityki
predyktywnej, wykorzystującej rozwiązania oparte na sztucznej
inteligencji).
174Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.4.3. Sprzedaż wolumenowa
Sprzedaż wolumenowa wsegmencie Gaz
Sprzedaż
2023 2022 2021
zmiana %
Wartość Wolumen Wartość Wolumen Wartość Wolumen
1 2 3 4 5 6 7 8=(2-4)/4 9=(3-5)/5
Gaz ziemny (GWh) 114 133 296 146 22 941 62 146 - - 397,5% 376,5%
LNG (tys. t) 569 150 154 191 - - 269,5% (21,5%)
CNG (tys. m
3
) 155 26 774 29 4 728 - - 434,5% 466,3%
Pozostałe
1
26 719 - 7 695 - - - 247,2% -
1) Pozostałe wartościowo uwzględniają przychody ze sprzedaży usług oraz energii elektrycznej
5.4.3.1. Sprzedaż hurtowa wPolsce
Sprzedaż gazu wysokometanowego sieciowego ORLEN wyniosła
w2023 roku 167 TWh. W2022 roku wsprzedaży sieciowej PGNIG
uwzględniona została sprzedaż do ORLEN, natomiast w2023 roku
wolumen ten uwzględniony został wbilansie gazu wzużyciu własnym.
Dane sprzedaży wtakim ujęciu są nieporównywalne.
W2023 roku Grupa ORLEN oferowała również sprzedaż paliwa
gazowego poprzez Towarową Giełdę Energii (TGE). Wolumen gazu
sprzedanego za pomocą TGE wyniósł 117 TWh iwzrósł wporównaniu
z2022 rokiem ookoło 9 TWh.
ORLEN kontynuował rozwój swojej działalności na rynku LNG małej
skali (SSLNG), czyli sprzedaży gazu za pomocą transportu cysternami
skroplonego gazu do zakładów lub stacji regazyfikacyjnych, które nie
mają dostępu do sieci dystrybucyjnej. W2023 roku wŚwinoujściu
załadowano 8 423 cysterny LNG, podczas gdy w2022 roku –
5 357. Spółka wprowadziła na rynek 172 tys. ton LNG, zczego
przez Świnoujście – 150 tys. ton, natomiast sprzedaż zOdolanowa
iGrodziska wyniosła około 23 tys. ton.
Łącznie wokresie 2016-2023 spółka wprowadziła na rynek 686
tys. ton LNG, zczego zterminala LNG wŚwinoujściu – 513 tys. ton,
natomiast sprzedaż zOdolanowa iGrodziska wyniosła 173 tys. ton.
Dodatkowo od kwietnia 2020 roku wterminalu LNG małej skali
wKłajpedzie ORLEN dokonało przeładunku na cysterny 44 tys. ton
LNG.
Eksport gazu
W2023 roku ORLEN realizował dostawy gazu ziemnego na granicy
polsko-ukraińskiej wwysokości około 120 GWh. Spółka stale
monitoruje możliwości prowadzenia irozwoju działalności na rynku
ukraińskim.
5.4.3.2. Sprzedaż detaliczna
Na koniec 2023 roku Grupa ORLEN obsługiwała łącznie około 7,13
mln gospodarstw domowych tj. odbiorców gazu ziemnego zgrup
taryfowych 1-5 (zarówno gazu ziemnego wysokometanowego, jak
igazu ziemnego zaazotowanego) oraz blisko 258 tys. klientów
niebędących konsumentami tj. punktów poboru gazu wgrupach
taryfowych 1-7, odbierających paliwo zarówno na cele technologiczne,
jak igrzewcze, rozliczanych m.in. na podstawie cenników oraz ofert
specjalnych.
5.4.3.3. Usługi magazynowania
Łączny wolumen zapasów gazu utrzymywanych przez ORLEN na
rzecz innych podmiotów wroku gazowym 2022/2023 wyniósł ponad
167 GWh gazu ziemnego, awroku gazowym 2023/2024 ponad 162
GWh gazu ziemnego. Spadek wolumenu utrzymywanych zapasów
obowiązkowych gazu ziemnego wynikał ze zmniejszenia importu gazu
ziemnego do Polski przez pozostałych uczestników rynku.
5. Działalność operacyjna
TABELA 28
175Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.4.4. Aktywa logistyczne
Terminale LNG
W2023 roku Grupa ORLEN korzystała ze zwiększonej mocy
regazyfikacji wzwiązku zzawartą wmaju 2020 roku ze spółką Polskie
LNG (obecnie GAZ-SYSTEM) umową na rezerwację udostępnianych
wprocedurze Open Season dodatkowych mocy regazyfikacyjnych
wynikających zrozbudowy Terminalu LNG wŚwinoujściu. Zgodnie
zumową PGNiG/ORLEN posiada zarezerwowaną moc regazyfikacji
wynoszącą około 1,2 mld m
3
gazu rocznie wlatach 2022-2023 (usługa
przejściowa) oraz około 3,3 mld m
3
gazu rocznie wlatach 2024-2038
(podstawowa usługa regazyfikacji). Wraz zwcześniej zarezerwowaną
mocą na poziomie 5 mld m
3
gazu rocznie, zdolności importowe
wzrosły w2022 roku do 6,2 mld m
3
, aod roku 2024 zwiększą się do
8,3 mld m
3
gazu rocznie.
Grupa ORLEN wykorzystuje od 2019 roku nabrzeżne stacje odbioru
iprzeładunku LNG małej skali wKłajpedzie, który stanowi element
budowy kompetencji ipozycji na rynku wEuropie Środkowo-
Wschodniej ibasenie Morza Bałtyckiego.
Magazynowanie
Oferta produktowa Grupy ORLEN dotycząca magazynowania jest
zbudowana woparciu oInstalacje Magazynowe (IM) iGrupy Instalacji
Magazynowych (GIM), tj:
• GIM Kawerna (obejmuje KPMG Mogilno iKPMG Kosakowo),
• GIM Sanok (obejmuje PMG Husów, PMG Strachocina, PMG Swarzów
iPMG Brzeźnica),
• Instalacja Magazynowa PMG Wierzchowice.
Dystrybucja
Łączna długość sieci dystrybucyjnych wykorzystywanych przez Grupę
ORLEN w2023 roku wyniosła 210,1 tys. km.
Wolumen dystrybucji gazu w2023 roku zwykorzystaniem
stacji regazyfikacji LNG (wtym stacji wspomagających system
dystrybucyjny) zwiększył się o(18,1%) (r/r) do poziomu 261,0 GWh,
aliczba pojedynczych zleceń dystrybucji na koniec 2023 roku
wynosiła 24 141 (wzrost ookoło 3,9% r/r).
Pojemności instalacji magazynowych Grupy ORLEN
Nazwa instalacji magazynowych
Pojemności czynne instalacji
magazynowych (mln m)
Udostępnione pojemności
czynne instalacji
magazynowych (mln m
3
)
Udostępnione pojemności
czynne instalacji
magazynowych (GWh)
2023 2022 2023 2022 2023 2022
GIM Kawerna 877,72 880,60 869,80 873,60 9 543,40 9 585,20
IM Wierzchowice 1 300,00 1 300,00 1 300,00 1 300,00 14 263,60 14 263,60
GIM Sanok 1 150,00 1 050,00 1 150,00 1 050,00 12 617,80 11 520,60
Razem 3 327,72 3 230,60 3 319,80 3 223,60 36 424,80 35 369,40
* Przeliczenie dla paliwa gazowego ocieple spalania 39,5 MJ/m
3
.
5. Działalność operacyjna
TABELA 29
176Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.5. Segment Detal
5.5.1. Trendy rynkowe
Według opublikowanego przez BloombergNEF wstyczniu 2023 roku
raportu „Energy Transition Investment Trends” elektryfikacja transportu
(obejmująca również pojazdy iinfrastrukturę wodorową) to najszybciej
(wliczbach bezwzględnych) rosnąca kategoria wśród inwestycji
wtransformację energetyczną. Strategia Grupy zakłada rozwój
izwiększanie produkcji we wszystkich technologiach pozwalających
na dekarbonizację tego odpowiadającego za około jedną piąta
światowych emisji CO
2
sektora.
Istotnym czynnikiem wpływającym na tendencje rynkowe w2023 roku
nadal była sytuacja geopolityczna imakroekonomiczna, związana
zkonfliktem zbrojnym na Ukrainie, globalną, regionalną ikrajową
sytuacją gospodarczą, cenami ropy na międzynarodowych rynkach,
kursami walut oraz polityką pieniężną ifiskalną.
5. Działalność operacyjna
Baterie
Wodór
Zrównoważone paliwa
Samochody osobowe
idostawcze (LDV)
●●●
- TBD
Krótko-
iśredniodystansowe
autobusy iciężarówki
●●● ●●● ●●●
Ciężarówki
długodystansowe
●●● ●●● ●●●
Off-road
●●● ●●● ●●●
Kolej
●●● ●●● ●●●
Transport morski
●●● ●●● ●●●
Transport lotniczy
●●● ●●● ●●●
Dodatkowe
możliwości
• Stacjonarne wykorzystanie baterii
(samochód jako magazyn energii)
• Wsparcie sieci
elektroenergetycznych
(zarządzanie ładowaniem EV)
• Ciężki przemysł
• Wsparcie sieci
• Wsad, surowiec dla innych
sektorów
• Dekarbonizacja plastików
ichemikaliów
• Bioprodukty
Priorytety rozwojowe
• EV
• Recykling baterii
• Integracja zsiecią
• Rozwój infrastruktury
• Koszty elektrolizerów
• Koszty ogniw paliwowych
• Rozwój infrastruktury
dla zielonego wodoru
• Skalowalność bioenergii
• Redukcja intensywności emisji
etanolu
• Poprawa efektywności kosztowej
●●● ●●● ●●●
Ograniczone perspektywy
wdłuższym horyzoncie
Duże perspektywy wdłuższym
horyzoncie
Bardzo duże perspektywy
wdłuższym horyzoncie
177Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.5.2. Pozycja iotoczenie
rynkowe
Grupa ORLEN jest liderem sprzedaży detalicznej paliw wEuropie
Centralnej. Na koniec 2023 roku łączna liczba stacji wyniosła
3 170 obiektów. Grupa ORLEN posiadała też 565 aktywnych
punktów detalicznych spółki RUCH. Spadek liczby punktów wynikał
zoptymalizacji iurentownienia działalności detalicznej spółki RUCH.
W2023 roku kontynuowano rozwój usługi Orlen Paczka, dzięki której
klienci e-commerce mogą odbierać zamówienia wsieci ok.
4 500 automatów paczkowych oraz ok. 6500 Punktów Odbioru (kioski
RUCH, punkty partnerskie, stacje ORLEN). Grupa ORLEN wkolejnych
latach planuje dalszą ekspansję usługi „Orlen Paczka”.
WPolsce stacje paliw działają pod marką ORLEN wsegmencie
premium oraz Bliska wsegmencie ekonomicznym (udział stacji
ekonomicznych (r/r) spada). WCzechach głównie pod marką Benzina
iwspólną marką Benzina ORLEN, natomiast na Słowacji iLitwie pod
marką ORLEN. Na rynku niemieckim spółka ORLEN Deutschland
zarządza stacjami ekonomicznymi pod wspólną marką STAR ORLEN,
auzupełnieniem sieci jest kilkanaście stacji przymarketowych Famila.
Ponadto od grudnia 2022 roku Grupa ORLEN posiada 78 stacji na
rynku węgierskim pod marką ORLEN.
5. Działalność operacyjna
WPolsce rok 2023 był okresem odbudowy wolumenów sprzedaży
paliw oraz produktów pozapaliwowych. Pomimo ciągłych obaw
obezpieczeństwo dostaw spowodowanych utrzymującym się
konfliktem na Ukrainie oraz na Bliskim Wschodzie sprzedaż paliw
istotnie wzrosła. Wnajbliższym czasie polski rynek paliw czekają
istotne zmiany, wtym głównie wprowadzenie benzyny oznaczonej
E10, która docelowo ma zastąpić benzynę E95.
WNiemczech rok 2023 nadal charakteryzował się dużą
nieprzewidywalnością. Wojna na Ukrainie ikonflikt na Bliskim
Wschodzie, który rozpoczął się pod koniec roku, doprowadziły do
obaw obezpieczeństwo dostaw. Wystąpiły również nieplanowane
przestoje rafinerii idłuższe niż planowano prace konserwacyjne,
które doprowadziły do ograniczeń wzaładunku gotowych produktów.
Ogólny niedobór kierowców wbranży transportowej również
pogorszył sytuację eksportową.
WCzechach popyt na rynku paliw w2023 roku nieznacznie wzrósł
(4% r/r). Nieco lepiej wypadli członkowie ČAPPO, zamykając rok
na poziomie 112% (r/r). Pod koniec 2023 roku EuroOil ogłosił przejęcie
sieci Robin Oil składającej się z74 stacji benzynowych.
Na Słowacji wroku 2023 nie obowiązywały już żadne obostrzenia
COVID-owe co pozwoliło na normalne funkcjonowanie stacji isklepu
na stacjach paliw. Nadal utrzymuje się wpływ wojny na Ukrainie,
będący jednym zczynników kształtujących ceny na rynku. Rok 2023
był rokiem wysokiej inflacji. Na początku roku inflacja wynosiła ponad
15% istopniowo spadała do poziomu 6% na koniec roku. Tak duża
inflacja pociąga też za sobą zmianę cen detalicznych iograniczoną
konsumpcję, wtym również paliw. Widoczna jest też tendencja
przesuwania wolumenu ze stacji niezrzeszonych (lokalnych) do
kluczowych graczy rynkowych. Wynika to ze wzrostu liczby stacji
głównych graczy, jak iutraty zaufania do jakości paliwa na stacjach
niezrzeszonych.
Na Węgrzech utrzymuje się spadający trend inflacyjny. Gwałtowny
spadek węgierskiej inflacji po części wynika zwygaśnięcia efektu
niskiej bazy na krajowym rynku paliwowym. Do grudnia 2022 roku
Budapeszt utrzymywał sztucznie zaniżone administracyjne ceny
benzyny ioleju napędowego. Ale ponad rok temu na Węgrzech
doszło do nagłego zerwania zpolityką utrzymywania urzędowych cen,
co w2023 roku doprowadziło do gwałtownego wzrostu wskaźnika
CPI. Wdanych za grudzień 2023 r. ten efekt właśnie wygasł. Istotny
jest również wzrost podatku akcyzowego, który podniósł cenę paliwa
średnio o41 HUF, co zkolei może spowodować spadek zużycia
paliwa przez gospodarstwa domowe iprzepływ wstronę komunikacji
publicznej. To zkolei może wywołać wojnę cenową pomiędzy firmami
paliwowymi iidący za tym spadek marży.
W2023 roku największy wpływ na rynek litewski miał wzrost ilości
ładunków przewożonych transportem kołowym wsegmencie B2B.
Wcałym 2023 roku wolumen sprzedaży oleju napędowego na rynku
detalicznym wzrósł o1,7% (r/r), benzyn 6,3% (r/r), LPG o1,9% (r/r).
178Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
SCHEMAT 18
Źródło: Opracowanie własne.
Rodzaje stacji wGrupie ORLEN w2023 roku
Lp
Grupa
ORLEN
Polska Niemcy Czechy Słowacja Węgry Litwa
Liczba stacji, wtym: 3 170 1 929 607 436 90 78 30
Premium 2 600 1 896 74 433 89 78 30
Ekonomiczne 538 20 517 - 1 - -
Pozostałe 32 13 16 3 - - -
CODO/COCO
1
2 625 1 489 526 412 90 78 30
DOFO/DODO
1
545 440 81 24 - - -
Liczba stacji ładowania EV
2
657 535 20 93 - 9 -
Liczba stacji ładowania
wodorem
4 1 1 2 - - -
1) Skróty dotyczące rodzajów stacji paliw zostały wyjaśnione w„Słowniku wybranych pojęć branżowych ifinansowych”.
2) Obejmuje punkty ładowania znajdujące się na stacjach nie należących do Grupy ORLEN oraz punkty nie należące do Grupy ORLEN znajdujące się na jej stacjach.
Liczba stacji oraz udział wrynku
Grupy ORLEN na rynkach działalności
na koniec 2023 roku
5. Działalność operacyjna
TABELA 30
179Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Punkty gastronomiczne ipunkty RUCH wGrupie ORLEN
Lp
Grupa
ORLEN
Polska Niemcy Czechy Słowacja Węgry Litwa
Liczba stacji, wtym: 2 566 1 876 195 391 59 15 30
Stop Cafe 642 508 - 86 39 - 9
Stop Cafe Bistro 271 191 - 75 5 - -
Stop Cafe 2.0. 1 492 1 177 34 230 15 15 21
S tar connect 161 - 161 - - - -
Piknik - - - - - - -
Punkty RUCH 565 565 - - - - -
Rynek polski
Na koniec czerwca 2023 roku na rynku polskim, według danych
POPiHN, funkcjonowało 7 919 stacji paliw. Jest to ookoło 40 stacji
więcej niż raportowano na koniec września 2022 roku. Wstosunku
do roku ubiegłego, duże sieci stacji paliw kontynuowały inwestycje
wnowe obiekty, zwiększając r/r liczbę posiadanych stacji, podczas
gdy liczba stacji przymarketowych oraz stacji niezależnych utrzymała
się na podobnym poziomie.
Grupa ORLEN na rynku polskim na koniec 2023 roku dysponowała
siecią 1 929 stacji paliw (około 24% stacji działających wPolsce). Sieci
zagraniczne działające wkraju (BP, MOL, Shell, Circle-K, Amic, Total),
zarządzają łącznie około 26% stacji. Obiekty będące własnością
niezależnych operatorów (wtym mniejsze sieci funkcjonujące pod
jedną marką) to około 47% ogółu stacji działających wPolsce. Spośród
sieci niezależnych najbardziej dynamiczny rozwój wykazywała sieć
MOYA. Liczba stacji marketowych wynosiła 173 punkty, tj. około 2%
wszystkich stacji paliw.
Udział rynkowy ORLEN na rynku polskim w2023 roku kształtował się
na poziomie 35,3%.
Rynek czeski
Grupa ORLEN utrzymała pozycję lidera wCzechach zarówno pod
względem wolumenu sprzedanych produktów, jak iwielkości sieci.
W2023 roku sieć Benzina zwiększyła liczbę stacji do 436 lokalizacji,
ajej udział wrynku wzrósł do 28,6%, głównie dzięki zmianie polityki
cenowej.
Węgierski koncern MOL, będący drugą co do wielkości siecią
na rynku czeskim, posiadał 306 stacji, ajego udział wrynku pod
względem sprzedanego wolumenu osiągnął poziom 9%. Innymi
międzynarodowymi graczami na rynku są Shell iOMV (razem 317
stacji iudział wrynku ok. 20%). Ważnym konkurentem pod względem
przepustowości jest Tank Ono (44 stacje, 15% udziału wrynku).
Stan sieci stacji paliw wPolsce
WYKRES 55
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych POPiHN wg stanu
na 30.06.2023 roku.
5. Działalność operacyjna
TABELA 31
180Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Rynek słowacki
Na rynku słowackim w2023 roku całkowita liczba stacji była zbliżona
do roku ubiegłego iwyniosła 910 obiektów.
W2023 roku na rynku widoczny był trend konsolidacyjny, który
może stanowić sygnał dużych zmian dotyczących przyszłej struktury
podmiotów działających na rynku paliw na Słowacji. Wramach zmian
zachodzących na słowackim rynku, Grupa ORLEN przejęła 38 stacji
Slovnaft, Shell otworzył kolejnych 5 stacji. Na koniec 2023 roku
liderem rynku pozostał Slovnaft z235 stacjami, za nim uplasował
się OMV (104 stacje), Shell (98 stacji), ORLEN (90 stacji), Jurki (59
stacji). W2024 roku ORLEN planuje dalsze projekty akwizycyjne oraz
uruchomienie konceptu DOFO.
Rynek węgierski
Grupa ORLEN weszła na rynek węgierski pod koniec 2022 roku
poprzez przejęcie od MOL ponad połowy stacji sieci Normbenz
(79 ze 143 stacji), co daje czwarte miejsce na rynku węgierskim (4%
stacji działających na Węgrzech).
W2023 roku łączna liczba stacji paliw na Węgrzech liczyła około 2
tysiące obiektów. Około 46% rynku węgierskiego należy
do 4 największych graczy. Pod względem wielkości sieci liderem
jest Grupa MOL zliczbą 466 stacji, co stanowi 23% udziału. Drugim
graczem na rynku węgierskim pod względem liczby stacji paliw jest
sieć OMV zliczbą 207 stacji i10% udziałem. Trzecim graczem jest
Shell zliczbą 195 stacji i9% udziałem. Pozostali uczestnicy rynku
węgierskiego posiadają łącznie 1 068 stacji.
W2024 roku Grupa ORLEN planuje zakończenie wymiany aktywów
zMOL. Wwyniku transakcji powstanie sieć 142 stacji, która będzie
stanowić 7% ogółu stacji na Węgrzech.
Rynek niemiecki
Łączna liczba stacji benzynowych wNiemczech od lat jest stosunkowo
stabilna inie ulega znaczącym zmianom. W2023 roku sieć stacji
paliw liczyła około 14,4 tys. obiektów, zczego 360 stanowiły stacje
autostradowe. Do głównych konkurentów spółki ORLEN Deutschland
na rynku niemieckim należą sieci międzynarodowe: Aral (Grupa
BP), Shell, ESSO, Total (łącznie około 45% udziału włącznej liczbie
stacji) oraz sieci ekonomiczne Jet (ConocoPhilipps) iHEM (Tamoil),
posiadające blisko 9% udziału wogólnej liczbie stacji.
Na koniec 2023 roku należąca do ORLEN Deutschland sieć stacji
paliw obejmowała 607 obiektów ipomimo silnej konkurencji
utrzymała udział rynkowy na poziomie 6,2%.
Rynek litewski
Około 60% rynku litewskiego należy do 6 największych graczy.
Liderem pod względem wielkości sieci jest Grupa Viada posiadająca
216 stacji (132 stacji Viada oraz 84 stacji Baltic Petroleum) i29%
udział rynkowy. Drugą siecią pod względem wielkości jest Circle K,
zarządzająca 96 stacjami paliw z15% udziałem wrynku. Znaczącym
graczem jest również Neste zsiecią 86 stacji samoobsługowych
iblisko 12% udziale wrynku. Sieć detaliczna ORLEN na Litwie,
obsługiwana przez spółkę zależną ORLEN Baltics Retail, na koniec
2023 roku liczyła 30 stacji iposiadała około 4% udział wrynku.
5. Działalność operacyjna
181Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.5.3. Sprzedaż wolumenowa
Sprzedaż wolumenowa Segmentu Detalicznego Grupy ORLEN
w2023 roku wyniosła około 10 210 tys. ton, co stanowi wzrost o9,2%
(r/r). Wzrost sprzedaży wolumenowej w2023 roku odnotowano na
rynku polskim iczeskim, na rynku niemieckim sprzedaż utrzymała się
na podobnym poziomie co rok wcześniej, natomiast na Litwie
odnotowano niewielki spadek. We wszystkich spółkach Grupy
ORLEN podejmowano liczne działania mające na celu utrzymanie
ciągłości sprzedaży oraz funkcjonowania sieci, atakże zapewnienie
bezpieczeństwa pracowników iklientów stacji paliw.
Sprzedaż Grupy ORLEN wsegmencie Detalicznym [mln PLN/tys. ton]
Sprzedaż
2023 2022 2021
zmiana %
Wartość Wolumen Wartość Wolumen Wartość Wolumen
1 2 3 4 5 6 7 8=(2-4)/4 9=(3-5)/5
Lekkie destylaty
1
21 771 4 085 24 493 3 769 16 111 3 569 (11,1%) 8,4%
Średnie destylaty
2
28 976 6 117 35 328 5 578 20 427 5 401 (18,0%) 9,7%
Pozostałe
3
6 222 8 5 508 5 4 544 5 13,0% 60,0%
Razem 56 969 10 210 65 329 9 352 41 082 8 975 (12,8%) 9,2%
1) Benzyna, LPG.
2) Olej napędowy; lekki olej opałowy sprzedawany przez ORLEN Deutschland.
3) Pozostała wartość - obejmuje przychody ze sprzedaży towarów iusług pozapaliwowych.
Struktura przychodów ze sprzedaży Grupy ORLEN wsegmencie Detalicznym
WYKRES 56
5.5.3.1. Rynki zbytu
Do rynków macierzystych Grupy ORLEN wobszarze Sprzedaży
Detalicznej zaliczamy Polskę (obsługiwana przez ORLEN), Niemcy
(sieć stacji zarządzana przez spółkę ORLEN Deutschland), Czechy,
Słowację iWęgry (stacje pod szyldem ORLEN iORLEN Benzina,
wchodzące wskład Grupy Unipetrol, będącej częścią Grupy ORLEN)
oraz Litwę (sieć stacji zarządzana przez spółkę zależną AB ORLEN
Baltics Retail).
5. Działalność operacyjna
TABELA 32
182Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Sprzedaż wolumenowa na rynkach macierzystych Grupy ORLEN wsegmencie Detalicznym [tys. ton]
Sprzedaż 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Polska 6 583 6 185 5 438 398 6,4%
Niemcy 2 253 2 260 2 551 -7 (0,3%)
Czechy 1 306 841 915 465 55,3%
Litwa 68 66 71 2 3,0%
Razem 10 210 9 352 8 975 858 9,2%
Struktura sprzedaży wolumenowej na rynkach macierzystych Grupy ORLEN wsegmencie Detalicznym
WYKRES 57
5. Działalność operacyjna
TABELA 33
183Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Sprzedaż wolumenowa Grupy ORLEN wsegmencie Detalicznym na rynku polskim [tys. ton]
Sprzedaż 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Lekkie destylaty 2 593 2 390 2 083 203 8,5%
Średnie destylaty 3 990 3 795 3 355 195 5,1%
Razem 6 583 6 185 5 438 398 6,4%
Rynek polski
Wolumen sprzedaży paliw wsegmencie Detalu na rynku polskim w2023 roku wzrósł o13,7% (r/r). Średnioroczny przelew na stację wyniósł 4,8 mln
litrów dla stacji własnych CODO.
Struktura sprzedaży wolumenowej Grupy ORLEN wsegmencie Detalicznym na rynku polskim
WYKRES 58
W2023 roku łączna liczba stacji ORLEN
wPolsce zwiększyła się o9 obiektów ina
koniec roku liczyła 1 929 stacji paliw.
Liczba stacji CODO wyniosła 1 489 stacji iwtrakcie 2023 roku
zwiększyła się o18 obiektów (24 nowe lokalizacje, 6 likwidacji stacji).
Efektem realizacji programu inwestycyjnego było włączenie do sieci
stacji własnych 24 nowych obiektów CODO (wtym 2 MOP-ów na
autostradach idrogach ekspresowych).
W2023 roku zrealizowano 24 duże modernizacje, wtym 3
modernizacje typu ZiB.
Liczba stacji franczyzowych DOFO na koniec 2023 roku liczyła 440
obiektów izmniejszyła się o9 stacji paliw wporównaniu zrokiem
ubiegłym. W2023 roku do sieci DOFO ORLEN zostało włączonych 12
nowych obiektów, azakończono współpracę na 21 lokalizacjach.
W2023 roku ORLEN realizował strategię synergii poprzez
udostępnianie podmiotom zgrupy kapitałowej możliwości sprzedaży
produktów flotowych ORLEN. Wramach projektu integracji
uruchomiona została pilotażowa sprzedaż produktu Flota przez sieć
sprzedaży PGNIG Obrót Detaliczny. Jednocześnie od grudnia 2023
roku cała sieć sprzedaży, wtym terenowe Biura Obsługi Klienta,
oferuje klientom biznesowym wszystkie aktualnie produkty flotowe,
znajdujące się wofercie ORLEN. Ofertę Biznestank klienci mogą
uzyskać również za pośrednictwem Biur Obsługi Klientów sieci
sprzedaży Energa.
W2023 roku odnotowano wzrost wolumenu sprzedanego paliwa
wporównaniu zrokiem poprzednim, osiągając poziom 2,413 mld
litrów, co daje wzrost procentowy (8,8%). Masa marży paliwowej to
wzrost wstosunku do 2022 roku o8,4%, osiągając wartość 717,62 mln
PLN.
Dodatkowo, została wprowadzona elektroniczna forma produktu,
jakim jest karta przedpłacona (eKarta). Nowe rozwiązanie daje
klientom możliwość szybkiej isprawnej dystrybucji kart. Obecnie
eKarta wysyłana jest wpostaci QR kodu. Rozwiązanie to pozwala
oszczędzać czas inakłady finansowe.
5. Działalność operacyjna
TABELA 34
184Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
W2023 roku odnotowano wzrosty sprzedaży asortymentu
pozapaliwowego we wszystkich obszarach, tj. działalność
gastronomiczna, sklep imyjnia. Wzakresie działalności
gastronomicznej odnotowano wzrost sprzedaży ilościowej,
wartościowej oraz marży na dwóch kluczowych kategoriach
gastronomicznych, tj. gorących napojów (wzrost marży o13% r/r)
igorących przekąsek (wzrost marży o14% r/r). Celem uatrakcyjnienia
oferty portfolio produktów zostało urozmaicone wramach głównych
grup, takich jak: hot dogi, świeże kanapki, gorące napoje, produkty
zpieca idania restauracyjne.
Wzakresie działalności myjni przez cały 2023 rok sukcesywnie
powiększano przewagę nad stacjami konkurencyjnymi. Odnotowano
wzrost sprzedaży, wartościowej oraz marży dla myjni automatycznych
iręcznych (wzrost marży o17% r/r).
Koncept gastronomiczny Stop Cafe 2.0 pojawił się na kolejnych 154
stacjach, dzięki czemu na koniec 2023 roku ORLEN posiadał już 1
177 stacji wtym formacie. Po uwzględnieniu wszystkich formatów
gastronomicznych (Stop Cafe, Stop Cafe Bistro iStop Cafe 2.0.) wsieci
ORLEN funkcjonowało 1 876 stacji zofertą gastronomiczną.
W2023 roku wybudowane zostały 4 nowe myjnie samochodowe.
W2023 wdrożono nową aplikację ORLEN VITAY. Zbudowana zgodnie
zkoncepcją Superapp, nowa aplikacja mobilna ma dawać klientom
łatwy dostęp do zintegrowanego świata produktów iusług Koncernu,
jak iużytecznych usług zewnętrznych partnerów, dzięki architekturze
opracowanej zmyślą oszybkich integracjach. Aplikacja zbiera
wysokie oceny wsklepach 4,70 dla AppStore i4,65 wGoogle Play.
Jednocześnie dynamicznie rośnie liczba użytkowników aplikacji 34,3%
r/r.
Wsklepie internetowym ORLEN VITAY, który pełni jednocześnie rolę
katalogu nagród programu lojalnościowego, liczba zamówień wzrosła
o11%, amarża brutto o12% r/r. W2023 roku usprawniono logistykę -
uruchomiono drugi magazyn, który ma wesprzeć realizację rosnącej
liczby zamówień.
Wramach programu lojalnościowego VITAY pracowano nad
zwiększeniem liczby klientów posiadających zgody marketingowe,
pozwalające zwiększać skalę działań zzakresu CRM sprzedażowego.
Odsetek klientów VITAY ze zgodą wzrósł o21% (r/r; klienci ze zgodą
handlową iemail).
Grupa ORLEN na koniec 2023 roku posiadała 565 aktywnych
punktów detalicznych spółki RUCH. Spadek liczby punktów wynikał
zoptymalizacji iurentownienia działalności detalicznej spółki RUCH.
Spółka zakończyła pilotaż projektu Nowa Bryła (uproszczona wersja
Orlen wRuchu owielkości dzisiejszych kiosków). Na koniec 2023
roku otwartych było 38 punktów wnowym formacie (30 brył - 17 brył
owielkości 16m
2
oraz 13 brył owielkości 12m
2
oraz 8 saloników OwR).
W2023 roku zostało zlikwidowanych 249 nierentownych punktów
sprzedaży.
W2023 roku kontynuowano rozwój usługi Orlen Paczka, dzięki której
klienci e-commerce mogą odbierać zamówienia wsieci ok. 4 500
automatów paczkowych ioraz ok. 6 500 Punktów Odbioru (kioski
RUCH, punkty partnerskie, stacje ORLEN). Grupa ORLEN wkolejnych
latach planuje dalszą ekspansję usługi „Orlen Paczka”.
W2023 roku ORLEN kontynuował realizację szeregu działań
mających na celu usprawnienie ipoprawę jakości obsługi klientów. Na
blisko 400 stacjach paliw klienci mogą być obsłużeni bezpośrednio
przy dystrybutorach przez ponad 432 mobilnych sprzedawców (tzw.
Mobilny Kasjer). Mobilny Kasjer to pracownik stacji wyposażony
wtablet zmobilną aplikacją kasową, drukarkę fiskalną oraz
terminal płatniczy POS, dzięki którym przyjmuje płatności za paliwo
bezpośrednio na podjeździe. Usługa Mobilny Kasjer służy przede
wszystkim usprawnieniu obsługi przy dystrybutorach, wokresach
nasilonego ruchu na dużych stacjach tranzytowych iwMiejscach
Obsługi Podróżnych. Wramach usługi, Mobilny Kasjer może
wydrukować faktury iparagony oraz naliczyć punkty VITAY, natomiast
klienci mają możliwość regulowania płatności za pomocą kart
płatniczych, kart flotowych igotówki. Dodatkowo usługa Mobilnego
Kasjera miała za zadanie wsparcie stacji obsługujących klientów
realizujących zakup e-biletu za przejazdy po płatnych odcinkach
autostrad państwowych do czasu zniesienia opłat. Wroku 2023
Mobilni Kasjerzy obsłużyli ponad 5,2 mln klientów.
Na koniec 2023 roku wGrupie ORLEN wPolsce funkcjonowało 535
stacji ładowania samochodów elektrycznych, co stanowi ponad 17%
udział wrynku. ORLEN jest jednym zdwóch wiodących operatorów
sieci stacji ładowania wPolsce. Jest również zdecydowanym liderem
pod względem ilości stacji ładowania omocy 100 kW iwyższej
wramach Transeuropejskiej Sieci Transportowej (TEN-T), gdzie ponad
połowa lokalizacji wyposażonych wtakie urządzenia to stacje paliw
ORLEN.
5. Działalność operacyjna
185Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Rynek niemiecki
Na rynku niemieckim spółka ORLEN Deutschland zarządza stacjami
paliw Star, ORLEN oraz ORLEN express, auzupełnieniem sieci
jest kilkanaście stacji supermarketowych Famila. Na koniec 2023
roku funkcjonowało 56 stacji pod marką ORLEN pozycjonowanych
wsegmencie premium oraz 18 stacji samoobsługowych ORLEN
express.
W2023 roku Grupa ORLEN odnotowała nieznaczny wzrost
sprzedaży paliw na rynku niemieckim pomimo niesprzyjających
okoliczności iutrzymała 6% udział wrynku pomimo silnej konkurencji.
Średnioroczny przelew na stację przekraczał 4,2 mln litrów.
Sprzedaż wolumenowa Grupy ORLEN wsegmencie Detalicznym na rynku niemieckim [tys. ton]
Sprzedaż 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Lekkie destylaty 1 060 1 095 1 186 -35 (3,2%)
Średnie destylaty 1 193 1 165 1 365 28 2,4%
Razem 2 253 2 260 2 551 -7 (0,3%)
Struktura sprzedaży wolumenowej Grupy ORLEN wsegmencie Detalicznym na rynku niemieckim
WYKRES 59
W2023 roku liczba stacji zarządzanych przez spółkę ORLEN
Deutschland wyniosła 607 obiektów, wtym 56 stacji pod marką
ORLEN, 517 stacji zsegmentu ekonomicznego (stacje Star), 18 stacji
samoobsługowych (ORLEN Express) oraz 16 stacji przymarketowych
Famila. Ponad 85% sieci to stacje własne, działające wmodelu
CODO, pozostała część to stacje DODO.
W2023 roku koncept gastronomiczny Stop Café iStar Connect
został wprowadzony na kolejnych 22 stacjach iwrezultacie na
koniec 2023 roku sieć ORLEN Deutschland posiadała już 195 stacji
wtych formatach. W2023 roku liczba stacji wformacie Stop Cafe
2.0. znacząco wzrosła wzwiązku zrebrandingiem dużej liczby stacji
zmarki Star na ORLEN. Po uwzględnieniu wszystkich formatów
gastronomicznych (Star Connect iStop Cafe 2.0) wsieci Star
funkcjonowały 195 stacje zofertą sklepową igastronomiczną.
Sieć ORLEN Deutschland posiada największą zcałej Grupy ORLEN
sieć 495 myjni samochodowych. W2023 roku otwarto 4 kolejne
myjnie, 1 obiekt zamknięto, a92 obiekty zostały zmodernizowane.
Wsegmencie myjni zanotowano wzrost obrotów o2,2% wstosunku
do roku poprzedniego ipo raz pierwszy przekroczony został poziom
18 mln EUR obrotu wjednym roku.
W2023 roku liczba stacji wsieci obsługiwanej przez ORLEN
Deutschland wzrosła do 607 dzięki akwizycjom wpołudniowych
Niemczech. Znacząco przyczyniło się do tego przejęcie sieci „Avanti”
z17 stacjami stacji automatycznych wBawarii iBadenii-Wirtembergii
oraz pierwszej nowo wybudowanej stacji automatycznej wTuryngii.
Orlen Deutschland posiada 1 stację tankowania wodoru oraz
6 własnych stacji paliw ze stacjami ładowania samochodów
elektrycznych.
5. Działalność operacyjna
TABELA 35
186Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Rynek czeski, słowacki iwęgierski
Sprzedaż paliw w2023 roku na rynku czeskim, słowackim
iwęgierskim odnotowała wzrost o55,3% (r/r). Średnioroczny przelew
na stację wyniósł 3,1 mln l na rynku czeskim, 1,8 mln l na rynku
słowackim i2,0 mln l na rynku węgierskim.
Sprzedaż wolumenowa Grupy ORLEN wsegmencie Detalicznym na rynku czeskim, słowackim
iwęgierskim [tys. ton]
Sprzedaż 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Lekkie destylaty 415 268 285 147 54,9%
Średnie destylaty 883 568 625 315 55,5%
Pozostałe 8 5 5 3 60,0%
Razem 1 306 841 915 465 55,3%
Struktura sprzedaży wolumenowej Grupy ORLEN wsegmencie Detalicznym na rynku czeskim,
słowackim iwęgierskim
WYKRES 60
Na koniec 2023 roku Grupa ORLEN zarządzała siecią 436 stacji
paliw wCzechach (412 własnych i24 franczyzowych). Wciągu roku
większość stacji paliw przeszła rebranding pod marką ORLEN (360
stacji), marką Benzina (76 stacji).
W2023 roku sieć Benzina kontynuowała inwestycje wmodernizację
irozwój sieci stacji paliw wCzechach. Format Stop Cafe 2.0. został
wdrożony wkolejnych placówkach, dzięki czemu na koniec 2023
roku wCzechach funkcjonowało już 230 stacji wtym formacie. Po
wprowadzeniu wszystkich formatów gastronomicznych (Stop Cafe,
Stop Cafe Bistro, Stop Cafe 2.0.) wsieci funkcjonowało łącznie 391
stacji oferujących gastronomię. Ponadto zmodernizowano 10 myjni
automatycznych i3 myjnie samoobsługowe. Łącznie wsieci Benzina
wCzechach działa 139 myjni automatycznych. W2023 roku Benzina
rozszerzyła swoją sieć o5 nowych stacji paliw wCzechach. W2023
roku Benzina kontynuowała testowanie 2 sklepów typu convinience
(samodzielnych punktów sprzedaży bez paliwa) wCzechach.
Kontynuowany jest dalszy rozwój płatności zbliżeniowych
wautomatach do kawy. Grupa ORLEN posiadała 93 ładowarki
pojazdów elektrycznych na rynku czeskim.
Na koniec 2023 roku na Słowacji Grupa ORLEN zarządzała siecią
90 stacji paliw pod marka ORLEN (za wyjątkiem jednej, która
pozostała pod marką BENZINA). Wciągu roku sieć zwiększyła się
okolejne 39 stacji. Wszystkie stacje to stacje własne działające
wmodelu CODO. 50 stacji posiada sklep, natomiast 31 stacji działa
wkoncepcie express (sprzedaż tylko paliwa 24h).
Sprzedaż paliw w2023 roku na rynku słowackim odnotowała spadek
o(-)2% (r/r). Średnioroczny przelew na stację wyniósł 1,8 mln l. W2023
roku wramach sieci ORLEN kontynuowano inwestycje wmodernizację
irozwój sieci stacji paliwna Słowacji. Wkolejnych punktach sprzedaży
został wdrożony format Stop Cafe 2.0., dzięki czemu na koniec 2023
roku na Słowacji funkcjonowało już odpowiednio 15 stacji wtym
formacie. Po uwzględnieniu wszystkich formatów gastronomicznych
(Stop Cafe, Stop Cafe Bistro, Stop Cafe 2.0.) wsieci działało łącznie
59 stacji zofertą gastronomiczną. Zmodernizowano ponadto
automatyczną myjnię samochodową w5 lokalizacjach. Łącznie wsieci
ORLEN na Słowacji działa 19 myjni.
5. Działalność operacyjna
TABELA 36
187Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Na koniec 2023 roku Grupa ORLEN zarządzała na Węgrzech siecią
78 stacji paliw zlokalizowanych głównie wokolicach Budapesztu.
Wskład sieci wchodzi 20 stacji wiejskich, 32 stacje miejskie, 19 stacji
tranzytowych i6 stacji przy autostradach idrogach szybkiego ruchu.
W2023 roku wramach sieci ORLEN kontynuowano inwestycje
wmodernizację irozwój sieci stacji paliw. Został wdrożony format
Stop Cafe 2.0., dzięki czemu na koniec 2023 roku na Węgrzech
funkcjonowało już 15 stacji wtym formacie. Na Węgrzech funkcjonuje
również 61 stacji ze sklepami DSpar. Dominujący model stacji to
COCO. Łącznie wsieci ORLEN na Węgrzech działa 6 myjni. Na rynku
węgierskim wGrupie ORLEN funkcjonowało łącznie 9 ładowarek
samochodów elektrycznych.
Rynek litewski
W2023 roku wolumen sprzedaży paliw na rynku litewskim
zwiększył się o3,0% (r/r), aśrednioroczny przelew na stację wyniósł
3,0 mln litrów.
Liczba stacji na koniec 2023 roku wyniosła 30 stacji własnych,
zczego 21 stacji jest wstandardzie Stop Cafe 2.0 i9 stacji
wstandardzie Stop Cafe. Otworzono jedna nową stację oraz
zmodernizowano jedną stację. Inwestycje wpodwyższenie standardu
stacji przełożyły się na znaczący wzrost marży pozapaliwowej.
Sprzedaż wolumenowa Grupy ORLEN wsegmencie Detalicznym na rynku litewskim [tys. ton]
Sprzedaż 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Lekkie destylaty 17 16 15 1 6,3%
Średnie destylaty 51 50 56 1 2,0%
Razem 68 66 71 2 3,0%
Struktura sprzedaży wolumenowej Grupy ORLEN wsegmencie Detalicznym na rynku litewskim
WYKRES 61
5. Działalność operacyjna
TABELA 37
188Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Rynek austriacki
Wstyczniu 2024 roku ORLEN sfinalizował zakup 100% udziałów
współce Doppler Energie zarządzającej stacjami paliw wAustrii.
Wsieci ORLEN wAustrii znajduje się aktualnie 110 punktów ładowania
samochodów elektrycznych (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. Aż 40 obiektów
wyposażonych jest wpanele fotowoltaiczne. Na blisko 100 obiektach
można skorzystać zmyjni, połowa stacji oferuje usługi sklepowe, na
około 80 funkcjonuje koncept gastronomiczny. Wramach transakcji
przejęto również spółkę Austrocard, oferującą karty paliwowe dla
klientów prywatnych ibiznesowych, akceptowane wponad 500
lokalizacjach wAustrii.
5.5.4. Źródła zaopatrzenia
Aktywa rafineryjne będące własnością Grupy ORLEN były w2023
roku głównym źródłem dostaw paliw dla sieci wPolsce, Czechach,
na Słowacji iLitwie. Grupa ORLEN nie posiada własnych zakładów
produkcyjnych na rynku niemieckim. Wodróżnieniu od innych rynków
krajowych, spółka ORLEN Deutschland współpracuje zpodmiotami
działającymi na niemieckim rynku hurtowym, wtym zDeutsche BP
AG, Shell Deutschland Oil GmbH, Total Deutschland GmbH, Esso
Deutschland GmbH. Znaczna część paliw sprzedawanych przez
ORLEN Deutschland pochodzi zrafinerii Litvinov (Unipetrol R As.r.o.)
wchodzącej wskład Grupy ORLEN. Dostawy zCzech w2023 roku nie
zmieniły się ilościowo wstosunku do roku poprzedniego izaspokoiły
około 20% zapotrzebowania na paliwa współce ORLEN Deutschland.
Grupa ORLEN nie posiada własnych zakładów produkcyjnych na
rynku węgierskim. Wodróżnieniu od innych rynków krajowych, spółka
ORLEN HU współpracuje głównie zMOL wypełniając kontrakt zawarty
przy zakupie węgierskich stacji. Jedynie paliwa Verva kupowane są
bezpośrednio od ORLEN Unipetrol.
5. Działalność operacyjna
189Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.6. Segment Energetyka
5.6.1. Trendy rynkowe
Do największych konkurentów Grupy ORLEN wobszarze energetyki
należą:
• Grupa Kapitałowa PGE Polska Grupa Energetyczna
jest największym wPolsce przedsiębiorstwem sektora
elektroenergetycznego, największym producentem energii
elektrycznej oraz ciepła. Dzięki połączeniu własnych zasobów
paliwa iwytwarzania energii oraz posiadaniu sieci dystrybucyjnych,
gwarantuje bezpieczne dostawy do ponad 5 mln klientów.
Produkcja energii elektrycznej wGrupie PGE wynosi ponad 54 TWh.
• Grupa Kapitałowa TAURON Polska Energia dostarcza ponad 51
TWh energii elektrycznej rocznie do 5,6 mln klientów końcowych,
co sprawia, że jest największym dystrybutorem energii elektrycznej
wPolsce. Ponadto jest również drugim co do wielkości
producentem isprzedawcą wkraju oraz największym dostawcą
ciepła na Górnym Śląsku. Grupa TAURON zatrudnia ponad 25 tys.
pracowników.
• Grupa Enea jest wiceliderem polskiego rynku
elektroenergetycznego pod względem produkcji energii
elektrycznej. Enea zarządza pełnym łańcuchem wartości na
rynku energii elektrycznej, czyli od paliwa, poprzez produkcję
energii elektrycznej, dystrybucję, sprzedaż iobsługę klienta. Jest
odpowiedzialna za dostawy energii do 2,6 mln odbiorców. Enea
Operator dysponuje siecią dystrybucyjną wpółnocno-zachodniej
Polsce, co odpowiada 1/5 powierzchni kraju. Grupa Enea zatrudnia
ponad 17 tys. pracowników. Najważniejszymi elektrowniami
systemowymi, należącymi do Grupy Enea są Elektrownia Kozienice
iElektrownia Połaniec. Wramach Grupy działa również Lubelski
Węgiel Bogdanka, która jest głównym dostawcą surowca do
należących do Grupy elektrowni. Działalność Grupy Enea
obejmuje również energetykę cieplną wzakładach wBiałymstoku,
Obornikach iPile.
5. Działalność operacyjna
5.6.2. Kluczowe aktywa
Grupa ORLEN jest znaczącym producentem energii elektrycznej
icieplnej, wykorzystywanej wdużej części na własne potrzeby
produkcyjne, atakże jednym zgłównych dystrybutorów energii
elektrycznej wPolsce. Jest również jednym znajwiększych odbiorców
gazu wPolsce iaktywnym uczestnikiem procesu liberalizacji rynku
gazu. Grupa ORLEN aktualnie posiada bloki energetyczne wtrzech
krajach. WPolsce zlokalizowane są m.in. wPłocku, Włocławku,
Warszawie, Ostrołęce, Stalowej Woli, Elblągu, Kaliszu, Jedliczu oraz
Trzebini, wCzechach wLitvinovie, Libišie, Kolinie iPardubicach
oraz na Litwie wMożejkach. Grupa ORLEN ma silną pozycję pod
względem udziału energii elektrycznej ze źródeł odnawialnych
wenergii wytworzonej ogółem. Zawdzięcza ją głównie produkcji
energii whydroelektrowniach ielektrowniach wiatrowych należących
do Grupy Energa iORLEN Wind 3. Zielona energia powstaje również
winstalacjach spalających biomasę (współce Energa Elektrownie
Ostrołęka, Energa Kogeneracja, Grupie PGNiG Termika) oraz
wfarmach fotowoltaicznych. Sukcesywnie pozycja ta umacniana jest
poprzez nowe inwestycje wodnawialne źródła energii, rozbudowę
istniejących już aktywów oraz procesy akwizycyjne.
190Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Aktywa energetyczne iich parametry techniczne wGrupie ORLEN
* Moce uwzględniające udziały współkach.
Źródło: Opracowanie własne.
5. Działalność operacyjna
SCHEMAT 19
191Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Elektrownie wiatrowe
FWKanin wLivingstone zGrupy ORLEN Wind 3 zlokalizowana
wwojewództwie zachodniopomorskim wKaninie k/ Darłowa. Składa
się z8 turbin wiatrowych Nordex ołącznej mocy 20 MW.
FW Nowotna wNowotna Farma Wiatrowa zGrupy ORLEN
Wind 3 zlokalizowana wwojewództwie pomorskim, wpowiecie
nowodworskim we wsi Nowotna. Składa się z20 turbin Vestas V110
ołącznej mocy 40 MW.
FW Kobylnica wNowotna Farma Wiatrowa zGrupy ORLEN Wind 3
zlokalizowana wwojewództwie pomorskim, wpowiecie słupskim we
wsi Kobylnica składa się z18 turbin Siemens SWT ołącznej mocy 41,4
MW.
FW Subkowy wNowotna Farma Wiatrowa zGrupy ORLEN Wind 3
zlokalizowana wwojewództwie pomorskim, wpowiecie tczewskim we
wsi Subkowy składa się z4 turbin Gamesa G90 ołącznej mocy 8 MW.
FW Ujazd wUjazd zGrupy ORLEN Wind 3 zlokalizowana
wwojewództwie wielkopolskim wmiejscowości Ujazd. Uruchomiona
wkwietniu 2022 roku. Składa się z15 turbin Siemens G114 ołącznej
mocy 30 MW.
FW Dobrzyca wEW Dobrzyca zGrupy ORLEN Wind 3 zlokalizowana
wwojewództwie wielkopolskim wmiejscowości Dobrzyca.
Uruchomiona wkwietniu 2022 roku. Składa się z19 turbin Siemens
G126 ołącznej mocy 49,9 MW.
FW Wielkopolska wWind Field Wielkopolska zGrupy ORLEN
Wind 3 zlokalizowana wwojewództwie wielkopolskim wmiejscowości
Dominowo. Uruchomiona wgrudniu 2021 roku. Składa się z14 turbin
Vestas V136 oraz 1 turbiny Vestas V126 ołącznej mocy 62,4 MW.
FW Bystra wEnerga Wytwarzanie zlokalizowana została
wwojewództwie pomorskim, wpowiecie Pruszcz Gdański, na terenie
miejscowości Bystra, Dziewięć Włók, Wiślina. Jest najmniejszą,
ajednocześnie najnowszą farmą zlokalizowaną wpobliżu Gdańska.
Na obszarze opowierzchni 200 ha postawionych zostało 12 turbin
Gamesa typu G90, ołącznej mocy 24 MW.
FW Karcino wEnerga Wytwarzanie znajduje się wwojewództwie
zachodniopomorskim, wpowiecie kołobrzeskim, pomiędzy
miejscowościami Karcino iSarbia. Na obszarze opowierzchni 600 ha
ustawionych zostało 17 turbin Vestas typu V90-3, ołącznej mocy 51
MW.
FW Karścino wEnerga Wytwarzanie zlokalizowana wwojewództwie
zachodniopomorskim, wpowiecie białogardzkim wokolicy
miejscowości Karlino, wpółnocnej Polsce. Składa się z60 turbin
Fuhrländer FL MD77 ołącznej mocy 90 MW. Zajmuje obszar
opowierzchni 1100 ha.
FW Myślino wEnerga Wytwarzanie zlokalizowana wpółnocno-
zachodniej Polsce, wwojewództwie zachodniopomorskim, wpowiecie
kołobrzeskim. Uruchomiona została w2014 roku. Składa się z10
turbin wiatrowych Gamesa G97 ołącznej mocy 20 MW.
5. Działalność operacyjna
FW Parsówek wEnerga Wytwarzanie zlokalizowana wgminie Gryfino
wwojewództwie zachodniopomorskim. Składa się z13 turbin Gamesa
G90 ołącznej mocy 26 MW.
FW Przykona wEnerga Wytwarzanie powstała na terenach
zrekultywowanych po kopalni węgla wGminie Przykona (pow.
turecki). Składa się z9 turbin wiatrowych Vestas V126 ołącznej mocy
zainstalowanej 32,85 MW.
Elektrownie fotowoltaiczne
PV Delta wEnerga Wytwarzanie - usytuowana wGdańsku przy
ul. Benzynowej wniedalekim sąsiedztwie Farmy Wiatrowej Bystra.
Zbudowana jest z6 292 sztuk paneli fotowoltaicznych połączonych
w286 zestawów. Każdy zestaw zawiera 22 moduły fotowoltaiczne
połączone szeregowo. Moc elektryczna zainstalowana elektrowni
wynosi 1,64 MW.
PV Czernikowo wEnerga Wytwarzanie - umiejscowiona wgminie
Czernikowo. Moc elektryczna zainstalowana elektrowni wynosi 3,77
MW. Instalacja składa się zblisko 16 tys. paneli – każdy omocy 240 W,
które zajmują powierzchnię ponad 2,25 ha.
PV Gryf wEnerga Wytwarzanie – umiejscowiona wgminie Przykona.
Instalacja składa się łącznie z46 356 sztuk paneli omocy od 535
do 545 W, które zajmują powierzchnię 11,85 ha. Moc elektryczna
zainstalowana wynosi 25,083 MW.
PV Przykona (Invest 1) wEnerga Wytwarzanie - umiejscowiona
wgminie Przykona, przy farmie PV Gryf. Instalacja składa się złącznie
z1 866 sztuk paneli omocy od 535 W. Moc elektryczna zainstalowana
wynosi 0,998 MW.
PV Czernikowo+ wEnerga Wytwarzanie - umiejscowiona wgminie
Czernikowo, przy istniejącej farmie PV Czernikowo. Instalacja składa
się złącznie z1 754 sztuk paneli omocy od 535 W. Moc elektryczna
zainstalowana wynosi 0,938 MW.
PV Samolubie IwEnerga Wytwarzanie - umiejscowiona wgminie
Kiwity. Instalacja składa się złącznie z1 474 sztuk paneli omocy od
535 W. Moc elektryczna zainstalowana elektrowni wynosi 0,788 MW.
PV Samolubie II wEnerga Wytwarzanie - umiejscowiona wgminie
Kiwity. Instalacja składa się złącznie z1 359 sztuk paneli omocy od
535 W. Moc elektryczna zainstalowana elektrowni wynosi 0,727 MW.
PV Wielbark wEnerga Wytwarzanie- umiejscowiona wgminie
Wielbark, posadowiona na gruncie opowierzchni ok. 119 ha. Instalacja
składa się łącznie ze 125 tys. sztuk paneli omocy do 530 W. Łączna
moc zkoncesji wynosi 53,934 MW.
PV przy CCGT Włocławek wORLEN - zlokalizowana na terenie bloku
gazowo-parowego we Włocławku instalacja fotowoltaiczna wykonana
jest zprefabrykowanych modułów fotowoltaicznych zamontowanych
na dwupodporowych konstrukcjach wsporczych. Instalacja składa się
z4 442 sztuk modułów fotowoltaicznych omocy 450 Wułożonych
na 226 stołach po 16 modułów poziomo w4 rzędach. Zajęta
powierzchnia to 4,407 ha, moc instalacji 1998,9 kW.
192Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5. Działalność operacyjna
PV Kawęczyn wPGNiG TERMIKA - zlokalizowana na terenie
Ciepłowni Kawęczyn wWarszawie. Instalacja fotowoltaiczna
wykonana jest zprefabrykowanych modułów fotowoltaicznych
zamontowanych na dwupodporowych konstrukcjach wsporczych.
Instalacja składa się z2 220 szt. modułów fotowoltaicznych omocy
450 Wkażdy ułożonych w12 rzędach. Zajęta powierzchnia to około
2 ha, moc instalacji 999 kW.
14 mikroinstalacji fotowoltaicznych na stacjach własnych
ORLEN – mikroinstalacje fotowoltaiczne zainstalowane na
dachach iwiatach stacji na terenie Polski. 11 instalacji PV zostało
uruchomionych w2016 roku, omocy zainstalowanej 190,48 kW. 3
mikroinstalacje zostały uruchomione w2023 roku. wramach projektu
Igloo omocy zainstalowanej 129,25 kW. Łączna moc zainstalowana
wynosi 319,73 kW.
Elektrownie wodne
EW Włocławek wEnerga Wytwarzanie to elektrownia wodna
zmocą zainstalowaną ponad 160 MW iprodukcją energii średnio
750 GWh rocznie. Jest ona największą przepływową elektrownią
wodną wPolsce. Wytwarzane jest tu ponad 20% energii elektrycznej
powstającej wkrajowych hydroelektrowniach. Elektrownia we
Włocławku została oddana do użytku w1969 roku. Welektrowni
wodnej Włocławek zainstalowano 6 pionowych hydrozespołów
zturbinami Kaplana typu PŁ 661-W-800.
ESP Żydowo wEnerga Wytwarzanie wybudowana w1971 roku,
pełni rolę szczytowego źródła energii wprzypadku jej nagłego
lub wysokiego zapotrzebowania. Oznacza to, że wrazie nagłego
niedoboru mocy, elektrownia uruchamiana jest do pracy turbinowej,
jeśli zaś nagle nastąpi nadmiar mocy, elektrownia podejmuje pracę
pompową. Elektrownia ta stanowi naturalny magazyn energii. Moc
zainstalowana to 157 MW, na które składa się praca 3 turbozespołów -
zturbinami Francisa igeneratorami Skoda Pilzno.
Małe elektrownie wodne wEnerga Wytwarzanie to 44 małe
elektrownie wodne zlokalizowane głównie wpółnocnej Polsce,
wtym jedna wpołudniowej części kraju ołącznej mocy elektrycznej
zainstalowanej około 40 MW.
Hydroelektrownia wORLEN to mała przepływowa hydroelektrownia,
zbudowana na terenie Zakładu Wodno-Ściekowego ORLEN wPłocku.
Elektrownia wykorzystuje rurociąg ułożony na skarpie wiślanej, na
końcu którego zamontowano hydrozespół, który składa się zturbiny
igeneratora. Moc znamionowa turbiny to 160 kW, wciągu roku może
ona wyprodukować ok. 800 MWh energii elektrycznej.
Bloki gazowo-parowe CCGT
CCGT Włocławek wORLEN – to blok gazowo-parowy omocy
elektrycznej 474 MW imocy cieplnej 417 MW wytwarzający ciepło
wskojarzeniu zenergią elektryczną. Oddany do eksploatacji 30
czerwca 2017 roku. W2023 roku blok pracował stabilnie dostarczając
energię elektryczną iparę technologiczną wskojarzeniu do
odbiorców PSE iAnwil. Dzięki stosunkowo szybkiej regulacyjności
oraz wysokiej mocy osiągalnej, blok sukcesywnie realizował bieżące
zapotrzebowanie krajowego systemu elektroenergetycznego oraz
zapotrzebowanie spółki Anwil będąc jednocześnie aktywnym
uczestnikiem Rynku Mocy. W2023 roku wyprodukowano netto 2,3
TWh energii elektrycznej oraz dostarczono do spółki Anwil 1,2 PJ
ciepła wparze technologicznej. Zgodnie zharmonogramem w2023
roku zrealizowano: wlutym postój remontowy (wramach umowy LTSA)
oraz postój technologiczny we wrześniu. Pracę rozpoczęła farma
fotowoltaiczna omocy 2 MW zlokalizowana na terenie zakładu, która
wyprodukowała łącznie 1 953 MWh.
CCGT Płock wORLEN – to wysokosprawna jednostka kogeneracyjna
oddana do eksploatacji wdniu 29 czerwca 2018roku omocy
elektrycznej 608 MW imocy cieplnej 519 MW. Paliwem dla bloku
jest gaz ziemny wysokometanowy. CCGT Płock wprowadza do
sieci określone ilości pary technologicznej oraz energii elektrycznej
według potrzeb bilansowych Zakładu Produkcyjnego wPłocku, będąc
jednocześnie aktywnym uczestnikiem na rynku energii elektrycznej
oraz usług regulacyjnych dla operatora systemu przesyłowego PSE.
W2023 roku nie było planowanych zgodnie zumową LTSA akcji
remontowych. W2023 roku praca bloku była wstrzymana ze względu
na prace związane zpodłączeniami TRAFO zprzesuwnikami fazowymi
BAT40/BAT50 wramach projektu GPZ3 wdwóch okresach: 01.09-
02.10.2023 oraz 06.10-23.10.2023. Wpozostałych okresach w2023
roku praca bloku wregulacji mocy PSE wramach JWCD. W2023 roku
blok wyprodukował netto 3,1 TWh energii elektrycznej oraz 3,1 PJ pary
skierowanej do sieci Zakładu Produkcyjnego.
CCGT Żerań wPGNiG TERMIKA – to oddany do użytku w2021 roku
blok gazowo-parowy omocy elektrycznej 496 MW imocy cieplnej 326
MW wytwarzający ciepło wskojarzeniu zenergią elektryczną. Paliwem
dla bloku jest gaz ziemny. W2023 roku CCGT Żerań wyprodukował
1,5 TWh energii elektrycznej oraz 5,5 PJ ciepła.
193Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5. Działalność operacyjna
CCGT Stalowa Wola wElektrociepłownia Stalowa Wola stanowi
wspólną inwestycję grup: ORLEN iTAURON zudziałami po 50% ijest
blokiem gazowo-parowym omocy elektrycznej 458 MW zasilanym
gazem ziemnym. Dostarcza energię elektryczną do Krajowego
Systemu Energetycznego oraz ciepło do miasta Stalowa Wola.
W2023 roku wyprodukowano netto 1,4 TWh energii elektrycznej i1,0
PJ pary skierowanej miasta.
Elektrociepłownie iciepłownie („EC” i„C”)
EC Płock wORLEN jest największą pod względem mocy cieplnej
elektrociepłownią przemysłową wPolsce ijedną znajwiększych
wEuropie, wytwarzającą ciepło ienergię elektryczną wprocesie
wysokosprawnej kogeneracji. EC jest podstawowym dostawcą
ciepła zawartego wparze iwodzie grzewczej, atakże energii
elektrycznej wykorzystywanych na potrzeby instalacji produkcyjnych
oraz na potrzeby odbiorców zewnętrznych, wtym miasta Płocka.
Obecnie łączna moc zainstalowana energii elektrycznej wynosi
373,9 MW oraz moc zainstalowana energii cieplnej 2153 MW.
Kotły wZakładowej Elektrociepłowni opalane są Ciężkim Olejem
Opałowym (COO) pochodzącym zdestylacji ropy oraz uzupełniająco
gazem. Zakładowa EC wyposażona jest winstalacje oczyszczania
spalin iprzy spalaniu COO spełnione są wymagania środowiskowe
określone wwymaganiach UE oraz Pozwolenia Zintegrowanego.
Wzakładowej elektrociepłowni wramach jej modernizacji obecnie
realizowane są projekty odtworzeniowe wramach posiadanego
majątku produkcyjnego wzakresie wytwarzania ciepła wtym
m.in. modernizacja BMS (Burner Management System) na kotłach,
modernizacja kolektorów wysokoprężnych, modernizacja
turbozespołów TG4 iTG5 oraz modernizacja kotła OOG-320 nr 3.
W2023 roku został przekazany do eksploatacji nowy Główny Punkt
Zasilania tzw. GPZ3. Zabudowa GPZ3 umożliwi dystrybucję energii
elektrycznej do nowo budowanego kompleksu Olefin III oraz obecnie
wpływa na zwiększenie bezpieczeństwa elektroenergetycznego dla
instalacji wZakładzie Produkcyjnym.
EC Trzebinia wGrupie ORLEN Południe zabezpiecza pełne potrzeby
cieplne wparze iwodzie oraz częściowo potrzeby wzakresie energii
elektrycznej zakładu wTrzebini. Paliwem wykorzystywanym wEC jest
gaz ziemny, miał węglowy oraz biogaz. Elektrociepłownia podzielona
jest na część węglową (jeden kocioł) oraz kotłownię gazową oddaną
do eksploatacji w2019 roku tj: dwa kotły opalane gazem ziemnym
(KG-1 iKG-2) oraz oddany do eksploatacji 2021 roku kocioł KG-3
spalający mieszaninę gazu ziemnego zbiogazem. Na instalacji
pracują dwie turbiny parowe omocach elektrycznych 6 MW i1,45
MW. Aktualnie prowadzony jest projekt budowy instalacji odsiarczania
spalin dla kotła węglowego.
EC Jedlicze wGrupie ORLEN Południe jest podstawowym źródłem
produkcji ciepła wparze technologicznej dla zakładu wJedliczu
przy wykorzystaniu wielu paliw tj.: gaz ziemny, olej opałowy, miał
węglowy, olej energetyka oraz frakcja C4. Wramach największego
projektu OPD, tj. ”Budowa kompleksu instalacji do produkcji
bioetanolu II generacji” realizowana jest infrastruktura energetyczna
wpostaci kotła biomasowego omocy 48 MW oraz turbiny parowej
omocy elektrycznej 6,7 MW. Dla zwiększenia bezpieczeństwa
nowobudowanej instalacji planuje się również budowę kotłowni
rezerwowo-szczytowej na terenie zakładu.
EC Włocławek wGrupie Anwil stanowi podstawowe źródło ciepła
wzakresie pary technologicznej średniociśnieniowej. Ponadto
wykorzystywana jest również jako szczytowe irezerwowe źródło
ciepła dla instalacji własnych iinstalacji odbiorców zewnętrznych,
wtym dla Zakładu PTA we Włocławku. Wtrakcie realizacji jest projekt
budowy nowej kotłowni gazowej, która zastąpi istniejące kotły,
oograniczonej możliwości eksploatacji ze względu na wymagania
ochrony środowiska oraz stan techniczny. Spółka ANWIL wprocesach
technologicznych wykorzystuje przede wszystkim parę technologiczną
niskociśnieniową dostarczaną zZakładu CCGT Włocławek ORLEN
oraz parę ze źródeł własnych iparę nadmiarową powstającą wwyniku
prowadzonych procesów technologicznych.
EC Litvinov wGrupie ORLEN Unipetrol bazuje na węglu brunatnym,
zabezpiecza pełne potrzeby cieplne zakładu Litvinov oraz częściowo
potrzeby wzakresie energii elektrycznej. Wtrakcie przygotowania
jest projekt Budowy Nowej Elektrociepłowni opartej na technologii
wysokosprawnej kogeneracji gazowej, która zastąpi istniejącą
wyeksploatowaną EC oraz wcałości pokryje potrzeby zakładu na
energię, ajej nadmiar sprzedawać będzie do sieci. Uruchomienie
nowej EC jest przewidziane po 2027 roku.
C Spolana wGrupie ORLEN Unipetrol jest podstawowym źródłem
ciepła dla zakładu wSpolanie. Od 2020 roku, po zakończeniu
budowy nowej kotłowni gazowej iwyłączeniu zeksploatacji
istniejącej elektrociepłowni węglowej, 100% zapotrzebowania na
ciepło jest pokrywane ze źródła niskoemisyjnego. Na terenie parku
przemysłowego Spolana planowana jest budowa instalacji do
energetycznego wykorzystania odpadów komunalnych przez firmę
FCC.
C Paramo (Pardubice iKolin) wGrupie ORLEN Unipetrol zabezpiecza
pełne potrzeby cieplne dwóch zakładów produkcyjnych wKolinie
iPardubicach. Ciepłownie opalane są gazem ziemnym.
EC Możejki wGrupie ORLEN Lietuva stanowi źródło pary
technologicznej dla procesów produkcyjnych oraz pełni funkcję
stabilizacyjną wsystemie elektroenergetycznym. Wsytuacji, gdy
ceny na rynku energii elektrycznej są wysokie ibardziej opłaca się
produkować własną energię elektryczną, jednostka pracuje wtrybie
kondensacyjnym produkując energię na sprzedaż odbiorcom
zewnętrznym ina potrzeby własne ORLEN Lietuva. Opalana jest
gazem ziemnym, gazami rafineryjnymi, frakcją C4 oraz olejem
opałowym oniskiej zawartości siarki.
EC Elbląg wEnerga Kogeneracja jest największym źródłem ciepła
ienergii elektrycznej wElblągu. Wytwarzane wtym źródle ciepło
zaspokaja około 80% zapotrzebowania systemu ciepłowniczego
wElblągu. Elektrociepłownia opalana jest węglem ibiomasą oraz
wszczytowym zapotrzebowaniu wspomagana gazem.
C Kalisz wEnerga Kogeneracja jest największym źródłem ciepła
wKaliszu. Wytwarzane wtym źródle ciepło zaspokaja około 70%
zapotrzebowania systemu ciepłowniczego wKaliszu. Ciepłownia
jest opalana węglem kamiennym. Wbudowie jest nowa instalacja
zkotłami isilnikami wodnymi opalanymi gazem ziemnym, które
zastąpią kotły węglowe.
194Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5. Działalność operacyjna
EC Żychlin wEnerga Kogeneracja jest głównym dostawcą ciepła
dla miasta. Przesyłanie idystrybucja wytworzonego ciepła jest
prowadzona przez sieci ciepłownicze, które wwiększości wraz
zelektrociepłownią stanowią własność spółki. Elektrociepłownia,
opalana jest węglem ibiomasą awytwarzana wniej energia
elektryczna jest głównie przeznaczona na zaspokajanie potrzeb
własnych źródła.
C Wyszogród wEnerga Kogeneracja jest głównym dostawcą ciepła
dla miasta Wyszogród. Ciepłownia jest opalana węglem kamiennym.
EC Rafineria Gdańska wGrupie LOTOS – jest źródłem produkcyjnym
ciepła ienergii elektrycznej wRafinerii Gdańskiej. Energia
elektryczna oraz ciepło produkowane są na potrzeby własne
Rafinerii Gdańskiej, ponadto para niskociśnieniowa oraz ciepło c.o.
dostarczane są wszczególności do odbiorców należących do Grupy
Kapitałowej ORLEN. Moc cieplna zainstalowana elektrociepłowni
wynosi 464,6 MW, amoc elektryczna zainstalowana wynosi 30 MW.
Elektrociepłownia wyposażona jest wcztery kotły energetyczne
ołącznej wydajności osiągalnej 586 t/h oraz dwa turbogeneratory.
W2023 roku łączna produkcja ciepła użytkowego wyniosła 3837,2 TJ,
aenergii elektrycznej wskojarzeniu brutto 104,8 GWh.
EC Energobaltic wGrupie LOTOS we Władysławowie - głównym
celem produkcyjnym jest wytwarzanie energii cieplnej oraz energii
elektrycznej wsystemie skojarzonym. Działalność produkcyjna
ihandlowa Spółki prowadzona jest na podstawie koncesji wydanych
przez Prezesa Urzędu Regulacji Energetyki w2002 roku. Zakład
prowadzi dodatkową działalność, która polega na separacji (rozdziale)
gazu ziemnego mokrego, pozyskiwanego jako produkt uboczny
podczas wydobywania ropy naftowej na platformach wydobywczych
należących do LOTOS Petrobaltic. Gaz ziemny opałowy (metan-etan)
zużywany jest wyłącznie wprocesie produkcji energii elektrycznej
icieplnej, jako podstawowe paliwo instalacji elektrociepłowni,
natomiast LPG iKGN są wcałości oferowane na sprzedaż. Paliwami
rezerwowymi dla instalacji elektrociepłowni są: gaz ziemny zsieci
miejskiej, stanowiącej własność lokalnego dystrybutora oraz olej
opałowy lekki. Zakład wytwarza 32,7 MW mocy cieplnej, ana jego
terenie znajdują się dwa kotły ciepłowniczo-odzysknicowe ołącznej
mocy 17,7 MW, dwa turbozespoły ołącznej mocy 10,8 MW oraz 3 kotły
ciepłownicze ołącznej mocy 15 MW.
EC Siekierki wPGNiG TERMIKA jest największym źródłem na terenie
Warszawy, zasila wciepło około 55% obszaru miasta zużywając
węgiel kamienny oraz wniewielkim stopniu biomasę iolej opałowy.
Część kogeneracyjna Elektrociepłowni Siekierki składa się zdwóch
odrębnych układów – starszego kolektorowego zkotłami parowymi
(jeden biomasowy, trzy węglowe) iturbozespołami oraz młodszego
blokowego, wktórego skład wchodzą cztery węglowe bloki (trzy
ciepłownicze, jeden zprzegrzewem wtórnym iturbiną upustowo
kondensacyjną). Urządzenia te uzupełnione są częścią szczytową
składającą się zczterech węglowych kotłów wodnych (1xWP200
i3xWP120) oraz dwóch kotłów olejowych. Koncesyjna moc zakładu:
cieplna zainstalowana 2 727,2 MW; moc elektryczna zainstalowana
650 MW.
EC Żerań wPGNiG TERMIKA jest drugim podstawowym źródłem
dostawy ciepła dla Warszawy (ok. 45% obszaru) oraz największym
źródłem energii elektrycznej po zabudowie bloku gazowo-parowego.
Zakład uległ głębokiej modernizacji. Zkońcem 2023 roku zostało
wycofane zeksploatacji pięć parowych kotłów węglowych. Część
kogeneracyjna zakładu składa się zzasilanego węglem kamiennym
układu kolektorowego zdwoma fluidalnymi kotłami, atakże pięcioma
turbozespołami ibloku parowo-gazowego klasy 500 MW omocy
elektrycznej 496 MW icieplnej 326 MW. Ponadto część szczytową
zakładu stanowi pięć kotłów wodnych gazowych wchodzących
wskład dwóch kotłowni (KG1 omocy cieplnej 390 MW oraz KG2
omocy cieplnej 260 MW). Koncesyjna moc zakładu: cieplna
zainstalowana 2 401,4 MW, moc elektryczna zainstalowana 908,2 MW.
EC Pruszków wPGNiG TERMIKA to zakład dostarczający energię
cieplną do Pruszkowa, części Piastowa iMichałowic. Wskład
urządzeń pracujących welektrociepłowni wchodzą węglowe kotły:
dwa wodne oraz dwa kotły parowe zturbozespołem. Zkońcem 2023
roku zeksploatacji wycofane zostały dwa parowe kotły węglowe
(K10 iK11), awich miejsce zabudowana jest kotłownia gazowo-
olejowa, trzy kotły ołącznej mocy cieplnej 45 MW (KGO) – obecnie
wfazie rozruchu. Modernizacja zakładu, oprócz uruchomienia KGO,
przewiduje zabudowę tłokowych silników zasilanych gazem omocy
cieplnej 12 MW imocy elektrycznej 12 MW (wtrakcie budowy).
Obecna moc zainstalowanych urządzeń to odpowiednio 1,12 MW mocy
elektrycznej i95 MW mocy cieplnej (koncesyjna 9,2 MW elektrycznej
i183 MW cieplnej).
195Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5. Działalność operacyjna
C Kawęczyn wPGNiG TERMIKA stanowi szczytowe źródło ciepła
dla warszawskiego systemu ciepłowniczego. Posiada dwa opalane
węglem kamiennym kotły wodne okoncesyjnej mocy cieplnej
zainstalowanej 465 MW, Ciepłownia Kawęczyn jest uruchamiana, gdy
temperatura średniodobowa spada poniżej -1°C.
C Wola wPGNiG TERMIKA stanowi drugie szczytowe źródło ciepła,
zasilające warszawski system ciepłowniczy wokresie wyłącznie
najniższych temperatur zewnętrznych. Posiada trzy olejowe kotły
wodne typu PTWM100, okoncesyjnej mocy cieplnej zainstalowanej
348,9 MW. Ciepłownia Wola ma charakter źródeł szczytowych,
tj. pracujących wokresie największego zapotrzebowania na
ciepło. Ciepłownia jest przewidywana do pracy wokresie, gdy
średniodobowa temperatura obniża się do -9°C.
Zakład Jastrzębie-Zdrój (dawniej EC „Zofiówka”) wPGNiG
TERMIKA Energetyka Przemysłowa produkuje ciepło, energię
elektryczną isprężone powietrze dla mieszkańców izakładów
Jastrzębia-Zdroju. Używane paliwa to węgiel, paliwo niskokaloryczne,
gaz zodmetanowania kopalń, biomasa agro iolej lekki opałowy.
Podstawowymi jednostkami wytwórczymi jest blok fluidalny CFB oraz
kotły wodne: pyłowy igazowy. Wzakładzie uruchomiono również dwa
silniki gazowe opalane gazem zodmetanowania kopalń omocach:
elektrycznej 2,320 MW icieplnej 2,038 MW każdy. Wramach Zakładu
Jastrzębie-Zdrój pracuje również lokalizacja Borynia, która produkuje
energię elektryczną iciepło dla potrzeb KWK Borynia, przy użyciu
silnika spalinowego omocy elektrycznej 2,08 MW idwóch kotłów
wodnych omocy cieplnej 4,271 MW wykorzystującego wprocesie
spalania gaz zodmetanowania kopalń. Zainstalowana łączna moc
urządzeń dla energii elektrycznej to 87,720 MW, dla ciepła 308,747
MW (osiągalna 220,947 MW). Zakład produkuje również sprężone
powietrze na potrzeby kopalni ozdolności wytwarzania 117 tys. Nm
3
/h.
Zakład Jastrzębie-Zdrój Oddział Moszczenica wPGNiG TERMIKA
Energetyka Przemysłowa produkuje ciepło ienergię elektryczną
przy użyciu węgla igazu zodmetanowania kopalń. Do podstawowych
jednostek wytwórczych tej elektrociepłowni należą kotły wodne
isilniki gazowe, produkujące wkogeneracji energię elektryczną
iciepło. Zainstalowana moc urządzeń dla energii elektrycznej to 9,164
MW, adla ciepła 42,9 MW.
Zakład Pniówek wPGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa
produkuje ciepło, energię elektryczną, chłód isprężone powietrze
przy użyciu węgla igazu zodmetanowania kopalń. Podstawowe
jednostki wytwórcze elektrociepłowni to silniki gazowe produkujące
wkogeneracji energię elektryczną iciepło oraz kotły węglowe.
Zainstalowana moc urządzeń: energia elektryczna - 18,244 MW, ciepło
- 72,26 MW, sprężone powietrze - 123 000 Nm
3
/h, chłód - 17 MWch.
Zakład Suszec wPGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa
produkuje ciepło ienergię elektryczną, wykorzystując węgiel igaz
zodmetanowania kopalń. Zainstalowana moc urządzeń: energia
elektryczna – 6,28 MWe, ciepło - 10,6 MWt.
Zakład Wodzisław Śląski wPGNiG TERMIKA Energetyka
Przemysłowa produkuje ciepło dla potrzeb ogrzewania iciepłej wody
użytkowej oraz energię elektryczną. Do produkcji używany jest węgiel
oraz gaz ziemny. Zainstalowana moc urządzeń to odpowiednio: 2,2
MW energii elektrycznej i55,435 MW cieplnej.
Zakład Wodzisław ŚląskiOddział Niewiadom wPGNiG TERMIKA
Energetyka Przemysłowa produkuje ciepło przy wykorzystaniu węgla
energetycznego. Zainstalowana moc urządzeń dla ciepła to 3,2 MW.
196Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5. Działalność operacyjna
Zakład Racibórz wPGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa
produkuje ciepło dla potrzeb ogrzewania iciepłej wody użytkowej.
Podstawowymi jednostkami wytwórczymi tej ciepłowni są kotły wodne
opalane węglem energetycznym oraz kotły gazowe. Na wspólną sieć
ciepłowniczą pracuje również kotłownia wlokalizacji Ostróg opalana
gazem ziemnym zkotłami wodnymi oraz silnikiem gazowym. Łączna
moc zainstalowana obu kotłowni to dla ciepła 52,264 MW idla energii
elektrycznej 2,32 MW.
Zakład Racibórz Oddział Kuźnia Raciborska wPGNiG TERMIKA
Energetyka Przemysłowa produkuje ciepło dla potrzeb ogrzewania
iciepłej wody użytkowej wjednostkach wytwórczych opalanych
węglem. Zainstalowana moc urządzeń dla ciepła: 3,96 MW.
Zakład Żory wPGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa produkuje
ciepło wkotłach wodnych opalanych węglem energetycznym.
Zainstalowana moc urządzeń to 40,00 MW.
Zakład Żory Oddział Czerwionka-Leszczyny wPGNiG TERMIKA
Energetyka Przemysłowa produkuje ciepło wkotłach wodnych
opalanych węglem energetycznym. Zainstalowana moc cieplna
urządzeń to 14,537 MW.
Zakład Rybnik wPGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa
produkuje ciepło wkotłach wodnych opalanych gazem ziemnym.
Produkcja odbywa się obecnie wdwóch lokalizacjach - lokalizacja
Rondo Chwałowice oraz lokalizacja WSS nr 3. Łączna zainstalowana
moc cieplna urządzeń wynosi 37,6 MW.
Źródła wytwórcze eksploatowane przez Spółkę PGNiG TERMIKA
Energetyka Rozproszona zlokalizowane są na terenie dwunastu
województw ołącznej mocy elektrycznej 6,5 MW icieplnej 100,9 MW.
Spółka PGNiG TERMIKA Energetyka Przemyśl prowadzi działalność
ciepłowniczą wobszarze wytwarzania ciepła. Źródła wytwórcze Spółki
zlokalizowane są na terenie miasta Przemyśl. Spółka wydzierżawiła
w2021 roku od MPEC Przemyśl majątek Ciepłowni Zasanie na okres
30 lat. Możliwości produkcyjne kotłowni wynoszą odpowiednio: moc
zainstalowana znamionowa 63,40 MW, moc cieplna wpaliwie 74,54
MW.
Silniki gazowe wORLEN Upstream – instalacje modułowe
zlokalizowane wBajerze iTucholi, gdzie zainstalowano po dwa silniki
gazowe igeneratory, zktórych generowana energia przesyłana jest
linią kablową do sieci dystrybucyjnej Energa Operator wBajerze
oraz ENEA Operator wTucholi. Zastosowane zestawy prądotwórcze
dostarczają nie tylko energię elektryczną, ale również ciepło,
uzyskane podczas pracy silników gazowych, na potrzeby instalacji
technologicznej ipotrzeby własne ośrodków.
Źródła wytwórcze exPGNiG – wgłównej mierze jednostki
kogeneracyjne wykorzystujące wprocesie spalania gaz ziemny.
Największa znich jest zlokalizowana na terenie Podziemnego
Magazynu Gazu Wierzchowice ołącznej mocy zainstalowanej
elektrycznej 40 MW.
Elektrownie systemowe
Elektrownia Ostrołęka B wEnerga jest jedyną elektrownią
systemową wpółnocno-wschodnim regionie Polski, dostarcza
energię na potrzeby Krajowego Systemu Elektroenergetycznego.
Produkuje także energię cieplną dla odbiorców przemysłowych
ikomunalnych zterenu miasta Ostrołęki. Paliwem podstawowym
kotłów energetycznych jest węgiel kamienny. Elektrownia składa się
ztrzech bloków energetycznych, każdy omocy 230 MW. Sumaryczna
moc osiągalna wynosi 690 MW.
Morska energetyka wiatrowa (MEW)
Baltic Power to wspólna inwestycja Grupy ORLEN (51% udziałów)
iNorthland Power (49% udziałów). Projekt ten, będący najbardziej
zaawansowanym przedsięwzięciem offshore wind wPolsce, osiągnął
kluczowe kamienie milowe, umacniając swoją pozycję jako lidera
wsektorze odnawialnych źródeł energii wregionie.
Rok 2023 był przełomowy dla projektu Baltic Power. Wmaju 2023
roku rozpoczęła się budowa lądowej części inwestycji – bazy ONS
wChoczewie, która jest niezbędna do obsługi technicznej farmy.
Ten krok stanowił ważny element wprzygotowaniu do fazy budowy
morskiej farmy wiatrowej. We wrześniu 2023 roku projekt uzyskał
finalną decyzję inwestycyjną (FID) oraz finansowanie wwysokości
około 4,4 mld EUR od międzynarodowego konsorcjum 25 instytucji
finansowych.
Jednym znajbardziej innowacyjnych aspektów projektu Baltic Power
jest decyzja owykorzystaniu niskoemisyjnej stali do produkcji wież
turbin. Jest to pierwsze tego typu przedsięwzięcie na świecie, które
pozwoli na ograniczenie śladu węglowego wcałym cyklu życia
inwestycji o10%. Farma, która rozpocznie produkcję w2026 roku,
będzie wstanie zasilić ponad 1,5 mln gospodarstw domowych.
Wkontekście dalszego rozwoju, Grupa ORLEN uzyskała pięć
kolejnych koncesji na budowę morskich farm wiatrowych ołącznej
mocy ok. 5,2 GW, co wraz zzaawansowaniem projektu Baltic Power
umocniło pozycję Grupy jako lidera wsektorze morskiej energetyki
wiatrowej wPolsce. Realizacja tych projektów, wpołączeniu
zBaltic Power, pozwoli Grupie ORLEN osiągnąć cel ponad 9 GW
mocy wytwórczych wOZE do końca dekady, przyczyniając się do
osiągnięcia celu neutralności emisyjnej firmy w2050 roku.
197Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5. Działalność operacyjna
ORLEN Neptun odpowiada za rozwój morskiej energetyki wiatrowej
wGrupie ORLEN. 2023 rok był dla Spółki czasem intensywnych prac
projektowych oraz rozpoczęcia prac budowlanych wczęści lądowej
Terminala oraz pozyskania PSzW. Wramach inwestycji „Budowa
Terminala” zrealizowano następujące cele:
• uzyskanie decyzji administracyjnej wzakresie pozwolenia na
wznoszenie iwykorzystywanie sztucznych wysp, konstrukcji
iurządzeń (PSzW) idecyzji ośrodowiskowych uwarunkowaniach
(DŚU);
• rozpoczęcie prac rozbiórkowych obiektów budowlanych
wczęści lądowej oraz przeprowadzenie rozbiórki pirsu wczęści
hydrotechnicznej;
• wybór Inżyniera Kontraktu;
• podpisanie umowy zfirmą BUDIMEX na roboty budowlane dla
części lądowej. Przeprowadzenie postępowania zakupowego:
na opracowanie dokumentu „Logistyka Terminalu Instalacyjnego
izaplecza O&M dla obsługi MFW, wŚwinoujściu;
• rozpoczęcie prac budowlanych wtym wznoszenie nowych
obiektów socjalnych imagazynowych na terenie Terminala.
Do najważniejszych wydarzeń wobszarze pozyskania PSzW należy
podjęcie przez Ministra Infrastruktury decyzji iwskazanie spółek,
których wnioski owydanie PSzW ocenił najwyżej iwydał dla nich
decyzję pozytywną.
Wramach rozwoju Morskich Farm Wiatrowych wpolskiej wyłącznej
strefie ekonomicznej, spółki celowe ORLEN Neptun zdołały pozyskać
trzy pozwolenia na wznoszenie oraz wykorzystywanie sztucznych
wysp, konstrukcji iurządzeń (tzw. decyzji lokalizacyjnych dla morskich
farm wiatrowych). Spółki celowe Energa MFW 1 iMFW 2 zdołały
pozyskać dwie wyżej wspomniane decyzje. Wszystkie decyzje są
ostateczne.
Pod koniec 2023 roku, przygotowano harmonogramy działań
projektowych, wskazano kolejność prac wzakresie przygotowania
projektów do aukcji oraz wskazano działania istotne do podjęcia do
2025 roku czyli do pierwszej aukcji. Jednocześnie zabezpieczono
finansowanie projektów uzyskując wszystkie wymagane zgody
właścicielskie oraz rozpoczęto prace projektowe na obszarach
pozyskanych przez ORLEN Neptun.
W2023 roku zakończono prace nad konsolidacją kompetencji
pracowniczych dotyczących Morskich Farm Wiatrowych wGrupie
Kapitałowej ORLEN wramach spółki ORLEN Neptun.
Intensyfikacja prac inwestycyjnych związanych zbudową Terminala
Instalacyjnego oraz pozyskanie łącznie 5 projektów PSzW
spowodowało, że spółka rozpoczęła zakrojone na znaczną skalę
działania budowy kompetencji wobszarze MFW. Powołano Centrum
Kompetencji Offshore Szczecin. Jego celem jest przygotowanie kadr
do obsługi inwestycji związanych zmorską energetyką wiatrową.
Projekt realizowany jest we współpracy zZespołem Szkół Morskich
wŚwinoujściu, Politechniką Morską wSzczecinie oraz jedną ze
szczecińskich szkół branżowych. Wramach Centrum uruchomiono
pierwsze, pilotażowe szkolenie adresowane dla uczniów szkół
średnich zainteresowanych pracą na Terminalu wcharakterze
logistyków, hakowych, sztauerów operatorów żurawia, itp. Szkolenia
prowadzą pracownicy ORLEN Neptun.
Dodatkowo Spółka angażuje się wpodobne tego typu
przedsięwzięcia, do których zaliczyć można Branżowe Centrum
Umiejętności (BCU) wLęborku czy Centrum Promocji Energetyki
wWejherowie oraz tworzenie klas patronackich.
5.6.3. Rynek mocy
2023 roku był trzecim zkolei rokiem realizacji umów mocowych,
atym samym uzyskiwania wynagrodzenia zmechanizmu rynku mocy.
W2023 roku wrynku mocy uczestniczyły jednostki wytwórcze ORLEN
m.in. CCGT Płock oraz CCGT Włocławek, atakże jednostki ze spółek
Energa Elektrownie Ostrołęka, Energa Wytwarzanie, ENSPIRION,
PGNiG Termika oraz PGNiG Termika Energetyka Przemysłowa.
W2023 roku odbyły się kolejne aukcje mocy, amianowicie aukcje
dodatkowe na poszczególne kwartały dostaw 2024roku, które
zostały przeprowadzone przez PSE dnia 16 marca oraz aukcja główna
na rok dostaw 2028 przeprowadzona dnia 14 grudnia. Wwyniku aukcji
dodatkowych na rok dostaw 2024, zGrupy ORLEN umowy mocowe
uzyskały spółki: PGNiG Termika Energetyka Przemysłowa (wkażdym
kwartale wyniósł ok. 65 MW obowiązku mocowego) oraz ENSPIRION,
(1Q – 103 MW, 2Q – 95 MW, 3Q – 95 MW, 4Q – 99 MW).
5.6.4. Obrót Hurtowy
iDetaliczny Energią Detaliczną
Wwyniku realizowanego projektu integracyjnego począwszy od 1
stycznia, anastępnie wtrakcie 2023 roku nastąpiło sukcesywne
scalenie działalności handlowej energią elektryczną oraz produktami
iusługami bezpośrednio związanymi zobrotem tym towarem.
Wramach powyższego projektu całość działalności hurtowej została
skonsolidowana współce ORLEN Energia, która realizuje funkcję
centrum kompetencyjnego oraz dostępu do rynku dla podmiotów
należących do Grupy Kapitałowej ORLEN.
198Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5. Działalność operacyjna
ORLEN Energia wpierwszej kolejności zapewnia optymalne
wykorzystanie energii produkowanej oraz zabezpiecza potrzeby
własne wGrupie Kapitałowej ORLEN. Spółka zapewnia również
pokrycie całości zapotrzebowania portfela detalicznego
prowadzonego przez Energa Obrót. Równolegle jest prowadzona
działalność handlowa niepowiązana zoptymalizacją aktywów
należących do Grupy ORLEN. W2023 roku spółka zrealizowała
sprzedaż na poziomie blisko 21 TWh, co stanowi ok. 12%
zapotrzebowania krajowego. Poza obrotem energią elektryczną
spółka prowadzi również obrót Gwarancjami Pochodzenia oraz
świadczy usługi Operatora Handlowo-Technicznego, zarządzania
portfelowego jak również pełni funkcję Wewnątrzgrupowego
Domu Maklerskiego operującego na Towarowej Giełdzie Energii.
Wramach realizacji projektów rozwijających działalność ORLEN
Energia spółka zawarła na przyszłość wieloletnie umowy na zakup
energii ze spółkami Baltic Power oraz CCGT Ostrołęka. Rozpoczęto
również proces przygotowań do działania na rynkach energii krajów
sąsiadujących zPolską.
5.6.5. Paliwa Alternatywne
W2023 roku zoperacjonalizowano przyjętą w2022 roku Strategię
Wodorową Grupy ORLEN 2030 iwdrażano przewidziane jej zakresem
działania. Ponadto, wlutym 2023 roku ogłoszono zaktualizowaną
Strategię Grupy ORLEN 2030, wktórej mocno wybrzmiewa wodór
jako inwestycja wprzyszłość izgodnie zktórą w2030 roku Grupa
ORLEN planuje osiągnąć 1 GW mocy zainstalowanej winstalacjach
produkcji zeroemisyjnego wodoru oraz 130 kt/rok wodoru
odnawialnego iponad 70 kt/rok paliw syntetycznych.
Ponadto, w2023 roku zidentyfikowano iwypracowano projekty
Programu Integracji ORLEN zGrupą Lotos iPGNIG pod kątem
maksymalizacji efektów. Wramach prac nad programem PMI
przygotowano inicjatywy budujące synergie biznesowe skumulowane
w2 strumieniach.
W2023 roku uruchomiono dwie pierwsze, publicznie dostępne stacje
tankowania wodoru wCzechach (Praga iLitvinov). Budowa tych stacji
została sfinansowana zotrzymanego krajowego grantu (65% wartości
projektów). Wprzygotowaniu jest projekt HUBu produkcji wodoru
wLitvínovie.
WPolsce w2023 roku trwała realizacja projektu Clean Cities –
Hydrogen mobility in Poland – (Phase I), dla której pozyskano
dofinansowanie zCEF TBD, któryjest na etapie końcowym realizacji
(HUB Włocławek i3 stacje tankowania wodoru: Poznań, Katowice,
Włocławek). Rozpoczęto realizację II fazy projektu, dla której umowę
grantu wramach CEF AFIF podpisano wmarcu 2023 roku (stacje
tankowania wodoru wPile, Warszawie, Krakowie, Bielsku-Białej,
199Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5. Działalność operacyjna
Gorzowie Wielkopolskim), awdniu 7 listopada 2023 roku został
złożony wniosek odofinansowanie wramach CEF AFIF dla III fazy
projektu, która obejmuje budowę HUBu wodorowego wSzczecinie
oraz sieci 16 stacji tankowania pojazdów wodorowych (HRS).
W2023 roku kontynuowano dostawy paliwa wodorowego
zuruchomionego w2021 HUB Trzebinia do odbiorców zewnętrznych,
wtym do pilotażowej stacji tankowania wodoru wKrakowie, gdzie
testowane są autobusy wodorowe różnych producentów, atakże na
potrzeby testów stacji tankowania wodoru wPoznaniu.
W2023 roku celem zajęcia przez ORLEN pozycji wiodącego
producenta wodoru na rynku kolejowym, zakupiono od PESA
Bydgoszcz iwłączono do eksploatacji prototypową lokomotywę
onapędzie wodorowym wraz zinfrastrukturą do tankowania
iprowadzenia czynności serwisowych jako demonstratora technologii.
Projekt ten pozwoli nam na zdobycie kompetencji do przygotowania
kompleksowej oferty na dostawy paliwa wodorowego dla rynku
kolejowego. Tym samym ORLEN inicjuje proces budowy ekosystemu
wodoryzacji kolei wPolsce. Lokomotywa manewrowa będzie
pracowała na bocznicy zakładu produkcyjnego wPłocku. Pierwszy
przejazd odbył się 18września 2023 roku na trasie Gdynia - Hel.
Ponadto, wramach rozwoju wodoru wtransporcie publicznym,
rozpoczęto zfirmą Solaris współpracę przy ofertach zintegrowanych
na dostawy bezemisyjnych, ekologicznych autobusów ipaliwa
wodorowego.
Wzakresie rozwoju produkcji paliw syntetycznych przygotowano
zakres dla projektu produkcji paliw syntetycznych RFNBO pn. „HyFly”.
Dodatkowo podpisano porozumienie irozpoczęto współpracę
zYokogawa wzakresie budowy narzędzia zarządzania molekułami,
które jest niezmiernie ważnym elementem woptymalizacji procesu
produkcji paliw syntetycznych.
W2023 roku ORLEN wraz kilkunastoma partnerami powołał
bursztynową dolinę wodorową, której celem jest budowa podwalin
dla ekosystemu wodorowego wwojewództwie pomorskim poprzez
stworzenie pełnego łańcucha wartości wodoru od produkcji,
magazynowania idystrybucji do różnych zastosowań końcowych,
takich jak np. mobilność iprzemysł. Wszczególności projekt będzie
dotyczył wodoryzacji portu, przez co stanie się on przykładem tego,
jak wprowadzać technologie wodorowe winnych portach wregionie.
Bursztynowa Dolina Wodorowa jest jedyną wPolsce certyfikowaną
doliną wodorową zeuropejskim certyfikatem Mission Innovation.
Kontynuowane są działania wcelu zapewnienia finansowania na
poziomie krajowym dla flagowego projektu wodorowego ORLEN
„Hydrogen Eagle” oraz LOTOS Green H
2
, które uzyskały pozytywne
decyzje Komisji Europejskiej na przyznanie pomocy publicznej
wramach mechanizmów IPCEI Hy2Use oraz CEEAG.
Wczerwcu 2023 roku zakończono pierwszą edycję Akademii
Wodorowej – pięciu najlepszych absolwentów rozpoczęło 1 września
płatne staże wORLEN, apod koniec 2023 roku zakończyła się
rekrutacja do drugiej edycji Akademii Wodorowej. Inauguracja
planowana jest wlutym 2024 roku.
Grupa ORLEN jako pierwszy podmiot wPolsce ijeden znielicznych
wUE w2023 roku realizowała pilotażowy proces oceny zgodności
produkowanego wodoru wHUB Trzebinia zgodnie zTaksonomią
UE, aby wypełnić warunki umowne oraz oferować zrównoważony
środowiskowo produkt na rynku.
5.6.6. Strategiczne Projekty
iobszary działalności
wEnergetyce
CCGT Ostrołęka
Jest jednym zprojektów, dzięki którym ORLEN realizuje
strategiczne plany rozwoju zero iniskoemisyjnych źródeł
wytwarzania energii. W2021 roku powołana została spółka celowa
CCGT Ostrołęka, która realizuje projekt, ajej wspólnikami są
ENERGA iORLEN. Wczerwcu 2021 roku zawarta została umowa
zkonsorcjum General Electric Power iGeneral Elecric Global
Services, której przedmiotem jest budowa elektrowni gazowo–
parowej (CCGT) omocy 745 MW netto. Równolegle zawarto
wieloletnią umowę serwisową dla tej jednostki. Zarząd Spółki,
wmarcu 2022 roku, wydał Polecenie Rozpoczęcia Prac („notice
to proceed”). W2021 roku „CCGT Ostrołęka” uzyskał wsparcie
Rynku Mocy na okres 17 lat, począwszy od 2026 roku. W2023 roku
Spółka pozyskała zewnętrzne finansowanie dłużne od konsorcjum
czterech banków komercyjnych. Finansowanie zabezpiecza
potrzeby Spółki związane zrealizacją inwestycji. Równolegle
Spółka zawarła umowy PPA na sprzedaż wyprodukowanej energii
elektrycznej oraz świadectw pochodzenia.
Oddanie bloku do eksploatacji jest planowane na koniec 2025 roku.
W2023 roku wykonano fundamenty ikonstrukcje głównych obiektów
bloku, zakończono montaż kotła odzysknicowego oraz dostarczono
na teren budowy główne elementy turbozespołu. Wykonano również
przyłącze gazowe zinterkonektorem Polska-Litwa.
CCGT Grudziądz
CCGT Grudziądz realizowane jest przez Spółkę, której właścicielem
jest spółka Energa. Wgrudniu 2021 roku odbyła się aukcja główna
rynku mocy, wwyniku której projekt „CCGT Grudziądz” uzyskał
wsparcie na okres 17 lat. Wmaju 2022 roku zostały zawarte Umowy
EPC oraz kontrakt LTSA zGeneralnym Wykonawcą: Konsorcjum
Siemens Energy & Mytilineos obejmujące budowę bloku gazowo-
parowego ozainstalowanej brutto 575 MW. Wczerwcu 2022 roku
teren budowy został przekazany Generalnemu Wykonawcy. W2023
roku realizowane były prace budowlane, wykonano wszystkie główne
fundamenty, przygotowano konstrukcję maszynowni oraz dostarczono
na teren budowy elementy kotła odzysknicowego. Realizowane były
również prace związane zprzygotowaniem kolektora wody zWisły jak
również prace wnurcie rzeki. Zakończenie budowy planowane jest na
3 kwartał 2025 roku, obowiązek mocowy rozpoczyna się od stycznia
2026 roku. CCGT Grudziądz to kolejny projekt zportfela GK ORLEN,
który będzie stabilnym inowoczesnym źródłem energii elektrycznej
pochodzącej zgazu ziemnego, umożliwiającym bilansowanie energii
ze źródeł odnawialnych.
200Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5. Działalność operacyjna
CCGT Litvinov
W2022 roku wSpółce prowadzono prace koncepcyjne oraz
projektowe związane zbudową nowego źródła energii elektrycznej
icieplnej na potrzeby ORLEN Unipetrol. Wczerwcu 2022
roku rozpoczęto postępowanie przetargowe, które nie zostało
rozstrzygnięte. Trwa ponowne postępowanie, akontraktacja
przewidziana jest na koniec 2024 roku. Wramach prowadzonych prac
dokonano prekwalifikacji oferentów, trwa ich weryfikacja oraz dialog
konkurencyjny. Projekt ma szansę na pozyskanie dofinansowania
zewnętrznego.
EC Żerań kotłownia szczytowa
W2023 roku zakończono budowę kotłowni szczytowej, infrastruktury
gazowej oraz przyłącza istacji pomiarowej gazu. Moc cieplna
kotłowni to 2x130MW. Po przeprowadzeniu zwynikiem pozytywnym
Ruchu Próbnego wdniu 17 lipca 2023 roku przekazano obiekt do
eksploatacji.
EC Pruszków
W2023 roku zakończono budowę kotłowni gazowo-olejowej
omocy cieplnej 45 MW. Kotłownia składa się ztrzech jednostek:
dwóch kotłów olejowych omocy cieplnej 20 MW ikotła gazowo-
olejowego omocy 5 MW. Wgrudniu przeprowadzono Rozruchy
iRuchy Regulacyjne urządzeń, aod 10 stycznia 2024 roku rozpoczęto
Ruch Próbny. Przekazanie do eksploatacji kotłów przewidywane
jest wdrugiej połowie stycznia 2024 roku. Równolegle trwają
prace budowlane wnowej maszynowni silników gazowych omocy
elektrycznej 3x4 MW icieplnej 3x4 MW. Dostarczono izainstalowano
na miejscach docelowych wszystkie trzy silniki kogeneracyjne.
Rozruchy planowane są wpołowie 2024 roku. Trwają również
przygotowania do budowy kotłowni biomasowej omocy cieplnej 35
MW - ogłoszenie przetargu na budowę kotłowni zaplanowano na
styczeń 2024 roku.
C Kawęczyn
C Kawęczyn wramach inwestycji ograniczających produkcję ciepła
woparciu owęgiel istopniowe przechodzenie na paliwo gazowe
iolej opałowy realizowany jest projekt budowy kotłowni gazowo-
olejowej omocy 2x110 MW wraz zinfrastrukturą gazową iolejową.
W2023 roku, po uzyskaniu zgód administracyjnych rozpoczęto prace
budowlane. Zakończono montaż kotłów ibudynku kotłowego, trwają
prace montażowe wewnątrz kotłowni oraz na instalacjach olejowych
igazowych na zewnątrz budynku. Rozruchy przewidywane są na2
kwartał 2025 roku.
Zabudowa akumulatora ciepła wEC Żerań
Istotnym elementem optymalizacji pracy źródła EC Żerań jest
maksymalizacja efektywności energetycznej źródła poprzez dobór
optymalnej wielkości akumulatora ciepła. Pozwoli to wokresach
zwyżki cen prądu produkować izzyskiem sprzedawać energię
elektryczną, aciepło wtym czasie magazynować. Dodatkowo
zmagazynowane wakumulatorze ciepło ograniczy konieczność
uruchamiania dodatkowych jednostek wytwórczych wokresach
szczytowego zapotrzebowania. W2023 roku przeprowadzono prace
przygotowawcze, mające na celu uzyskanie niezbędnych decyzji
administracyjnych na budowę akumulatora opojemności 61 tys. m³
iuzyskano je zkońcem roku. Wdniu 8 stycznia 2024 roku ogłoszono
postępowanie przetargowe na budowę akumulatora.
Zabudowa Układu Kondensacji Spalin wEC Siekierki
Wcelu zwiększenia udziału wykorzystania ciepła odpadowego
podpisano umowę na zabudowę instalacji odzysku ciepła ze spalin
odprowadzanych do komina zkotła biomasowego nr 1. W2023 roku
złożono Projekt Budowlany wraz zwnioskiem owydanie Pozwolenia
na Budowę. Na obecnym etapie opracowywane są również projekty
wykonawcze, aprace budowlane rozpoczną się wiosną 2024 roku.
Uruchomienie instalacji planowane jest w4 kwartale 2025 roku.
Dostosowanie zakładów do wymagań MCP
Dostosowanie majątku wytwórczego do przyszłych wymagań
emisyjnych wynikających zDyrektywy MCP, gdzie dla Zakładów
Wodzisław Śląski iŻory zawarto umowy irozpoczęto realizację prac
na potrzeby budowy instalacji odsiarczania spalin zistniejących kotłów
węglowych. W2023 roku zakończono budowę kotłów gazowych
iprzeniesienie silnika gazowego wlokalizacji Ostróg wRaciborzu.
Modernizacja instalacji kogeneracyjnej wZakładzie
Pniówek
W2023 roku zakończono budowę układu elektroenergetycznego
na potrzeby wyprowadzenia mocy zwymienionych jednostek
kogeneracyjnych SG-1 iSG-2 (2x4MW) wZakładzie Pniówek.
Budowa instalacji kogeneracyjnej wZakładzie Żory
Oddział Czerwionka-Leszczyny
W2023 roku rozpoczęto realizację prac związanych zbudową
instalacji kogeneracyjnej opartej na silniku gazowym omocy
elektrycznej 0,8 MW icieplnej 0,86 MW.
Modernizacja skojarzonego układu energetyczno-
chłodniczego
Zwiększenie produkcji chłodu na potrzeby KWK Pniówek –
zrealizowano zakres prac obejmujący wymianę dwóch chłodziarek
absorpcyjnych ichłodziarki sprężarkowej, celem zwiększenia
mocy chłodniczej. Zawarto umowę irozpoczęto realizację prac
obejmujących budowę odrębnego układu chłodzenia dla istniejącej
sprężarkowni.
Dekarbonizacja aktywów ciepłowniczych wDęblinie
Wlatach 2022-2023 prowadzone były wewnętrzne analizy
dot. modernizacji posiadanej Centralnej Ciepłowni wDęblinie.
Wzwiązku zprzyjętym rozwiązaniem opracowania wGK ORLEN
planów dekarbonizacji dla poszczególnych Spółek, w2023 roku
przygotowano pakiet danych założeniowych dla wybranej zewnętrznej
firmy doradczej, która opracowywać będzie plany modernizacji
źródeł wytwórczych. Po uzyskaniu opracowania dla Spółki PTER oraz
określeniu optymalnego wariantu modernizacji Centralnej Ciepłowni,
podejmowane będą dalsze działania związane zwdrożeniem projektu
dekarbonizacji do realizacji.
201Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5. Działalność operacyjna
PGNiG TERMIKA Energetyka Przemyśl
W2024 roku Spółka planuje rozpocząć realizację zadania
inwestycyjnego polegającego na konwersji kotłów węglowych K2/1
omocy 12 MW iK2/2 omocy 10 MW iich dostosowaniu do spalania
pelletu drzewnego stanowiącego paliwo OZE.
Technologia małych reaktorów jądrowych
Zgodnie ze strategią Grupy ORLEN iambicjami osiągnięcia
neutralności emisyjnej do 2050 roku. Koncern inwestuje wnisko-
izeroemisyjne, stabilne oraz innowacyjne moce wytwórcze energii
elektrycznej. ORLEN Synthos Green Energy to spółka powołana
przez ORLEN iSynthos Green Energy Jej misją jest zbudowanie
floty reaktorów BWRX-300, które staną się ważną częścią miksu
energetycznego kraju. Wdrożenie modułowych reaktorów jądrowych
wPolsce przyczyni się do dekarbonizacji elektroenergetyki,
ciepłownictwa oraz przemysłu.
W2023 roku przedstawione zostały pierwsze potencjalne lokalizacje
budowy reaktorów BWRX-300. Są to Ostrołęka, Włocławek, Stawy
Monowskie, Dąbrowa Górnicza, Kraków-Nowa Huta, SSE Tarnobrzeg-
Stalowa Wola oraz Warszawa. Wwyniku prowadzonych badań
iwstępnych konsultacji zsamorządami spółka OSGE będzie przez
kolejne dwa lata szczegółowo analizować możliwości budowy
pierwszego małego bloku jądrowego wpobliżu tych miejscowości.
Są to lokalizacje, wktórych znajdują się m.in. zakłady produkcyjne
owysokim poziomie energochłonności, atakże te, które są optymalne
dla potrzeb ciepłownictwa.
We wrześniu 2023 roku zostały uruchomione trzy postępowania
wsprawie wydania decyzji środowiskowych dla projektów budowy
BWRX-300 wStawach Monowskich, Włocławku iOstrołęce.
Wgrudniu 2023 roku Ministerstwo Klimatu iŚrodowiska wydało
sześć decyzji zasadniczych łącznie na budowę 24 reaktorów. Decyzje
dotyczą lokalizacji wOstrołęce, Włocławku, Stawach Monowskich,
Dąbrowie Górniczej, Krakowie oraz Tarnobrzegu-Stalowej Woli.
Projekty OZE wGrupie ORLEN
Rozwój lądowej energetyki wiatrowej wGrupie ORLEN jest
realizowany przez ORLEN Wind 3. Jest to prężnie rozwijająca się
spółka na rynku OZE, która powstała wgrudniu 2020 roku.
Obecnie posiada wswojej grupie siedem podmiotów operacyjnych,
wyposażonych waktywa wiatrowe, odpowiedzialnych za wytwarzanie
energii odnawialnej ołącznej mocy 310,5 MW. Spółka dysponuje
portfelem zaopatrzonym w119 turbin wiatrowych, jednych
znajnowocześniejszych wkraju. Są to aktywa nowe, charakteryzujące
się wysoką produktywnością ioczekiwanym długim okresem życia.
Niektóre zfarm wiatrowych mogą zostać rozbudowane oinstalacje
fotowoltaiczne, wykorzystując do tego już istniejące przyłącze
sieciowe (tzw. cable pooling). Spółka sukcesywnie przeprowadza
procesy akwizycyjne. Pierwszym znich wramach projektu „Casimir”,
był zakup wlutym 2021 roku (12.02.2021 roku) farm wiatrowych
zwojewództwa pomorskiego (Nowotna, Kobylnica, Subkowy) ołącznej
mocy 89,4 MW. Następnie wkwietniu tego samego roku (14.04.2021
roku) wramach projektu „Stone”, spółka przeprowadziła transakcję na
kupno farmy Livingstone wKaninie zmocą 20 MW. Kolejne procesy
akwizycyjne miały miejsce w2023 roku. 12 października 2023 roku
spółka zakupiła trzy farmy wiatrowe wmiejscowościach Ujazd,
Dobrzyca iDominowo, ołącznej mocy 142,3 MW (Projekt „Chopin
II”). 12 grudnia 2023 roku sfinalizowała transakcję na zakup dwóch
kolejnych farm, wKrzęcinie iKuślinie, ołącznej mocy 58,8 MW (Projekt
„Ocean”). Produkcja energii elektrycznej netto wGK ORLEN Wind 3
wyniosła na koniec 2023 roku 429 GWh (zczego 148 GWh pochodziło
zfarm wiatrowych zProjektu Chopin II).
202Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Rozwój Odnawialnych Źródeł Energii
(OZE) jest jednym zelementów strategii
obszaru Energetyki ORLEN.
5. Działalność operacyjna
Do ostatnich akwizycji Grupy ORLEN Wind 3 należą:
• FW Krzęcin wForthewind zGrupy ORLEN Wind 3 zlokalizowana
wwojewództwie zachodniopomorskim wmiejscowości Krzęcin.
Uruchomiona wmaju 2022 roku. Składa się z8 turbin Nordex N117
ołącznej mocy 19,2 MW.
• FW Kuślin wCopernicus Windpark zGrupy ORLEN Wind 3
zlokalizowana wwojewództwie wielkopolskim wmiejscowości
Kuślin. Uruchomiona wsierpniu 2022 roku. Składa się z12 turbin
Vestas V126 ołącznej mocy 39,6 MW.
Wramach Grupy Energa rozwojem OZE zajmuje się spółka Energa
Green Development (inicjowanie irozwój projektów OZE na lądzie)
iEnerga Wytwarzanie (docelowy właściciel aktywów). W2023
roku zakończono rozbudowę o8 MW farmy PV Wielbark, atakże
kolejne pięć małych instalacji omocy do 1 MW każda. Energa Green
Development do rozbudowy PV Wielbark wykorzystała 10 ha gruntu,
na których zamontowano 15 tys. paneli i19 inwerterów. Wten sposób
PV Wielbark – największa farma fotowoltaiczna wGrupie Energa,
jest wstanie wyprodukować wciągu roku energię wystarczającą do
zasilenia ok. 35 tys. gospodarstw domowych.
Aktualnie Energa Green Development jest wtrakcie budowy
dwóch kolejnych instalacji PV Mitra (65 MW) oraz PV Żuki (2,4 MW),
zlokalizowanych wbezpośrednim sąsiedztwie farmy wiatrowej
Przykona iPV Gryf. W1 kwartale 2024 roku spółka rozpocznie
budowę kolejnych 5 instalacji PV ołącznej mocy około 42 MW.
Oprócz tego Energa Wytwarzanie jest wprocesie akwizycji kolejnych
OZE. W2023 roku spółka podpisała przedwstępne umowy na
zakup spółek celowych realizujących projekty OZE omocy do 393
MW. Wczerwcu 2023 roku spółka podpisała zportugalską grupą
Greenvolt umowę na zakup źródeł OZE – farmy wiatrowej iczterech
fotowoltaicznych – ołącznej mocy ok. 59 MW. Wpaździerniku 2023
roku spółka podpisała zfirmą Lewandpol Holding przedwstępną
umowę nabycia spółki celowej, realizującej projekt budowy nowych
hybrydowych źródeł odnawialnych „Kleczew Solar & Wind”. Inwestycja
powstaje wgminie Kleczew wwojewództwie wielkopolskim, ajej
łączna moc wyniesie do 334 MW. Po sfinalizowaniu zarówno
inwestycji własnych, jak też akwizycji łączna moc zainstalowana
źródeł odnawialnych Energi wzrośnie do blisko 990 MW iprzekroczy
moc zainstalowaną największego obecnie źródła konwencjonalnego
zarządzanego przez Energę Wytwarzanie, czyli trzech bloków
Elektrowni Ostrołęka B (690 MW).
Dla zadań wPłocku iOstrowie Wielkopolskim wstyczniu 2023
roku pozyskano zgody korporacyjne na realizację. Umowy EPC
podpisano na przełomie stycznia ilutego 2023 roku. Obydwa
zadania są dofinansowane zNarodowego Funduszu Ochrony
Środowiska iGospodarki Wodnej. Elektrownia PV wPłocku jest na
etapie rozruchu mechanicznego. Wgrudniu 2023 roku na instalacji
PV na terenie Terminalu Paliw Ostrów Wielkopolski przeprowadzono
rozruch technologiczny. Instalację odebrano na posiedzeniu komisji
odbiorowej iobecnie oczekuje na podanie napięcia przez OSD celem
przeprowadzenia rozruchu technologicznego.
Wramach lokalizacji należących do Spółek zGrupy tj. ORLEN
Południe, wtrakcie budowy znajduje się farma PV przy ZP wTrzebini
omocy około 1 MW. Zanieczyszczenie gruntu ikonieczność zmiany
konstrukcji spowodowały opóźnienia wrealizacji. Dla projektu farmy
wRybniku omocy 2,1 MW wybrano wykonawcę EPC, jednak projekt
został wstrzymany do czasu otrzymania dofinansowania. Pod koniec
lipca 2023 roku podpisano dwie umowy zwykonawcami EPC na
budowę 30 mikroinstalacji fotowoltaicznych na stacjach paliw.
Spółka PGNiG prowadzi obecnie 4 projekty wlokalizacjach Lubocino,
Grobla, Żytelkowo oraz Chmielnik ołącznej mocy 32 MW, projekty są
na etapie pozyskiwania dokumentacji technicznej oraz odpowiednich
zgód administracyjnych.
Dawna Grupa LOTOS ma do zagospodarowania dachy na terenie
Rafinerii Gdańskiej oraz zbiorników wodnych. Trwa przygotowanie do
wyboru doradcy technicznego, który opracuje studium wykonalności
iwstępne koncepcje.
Poniżej znajdują się planowane lub realizowane projekty związane
zfotowoltaiką:
• PV Pierzchały wEnerga Wytwarzanie - umiejscowiona wgminie
Płoskinia. Instalacja składa się złącznie z1 288 sztuk paneli omocy
od 535 W. Moc elektryczna zainstalowana elektrowni wynosi 0,702
MW.
• PV Wielbark 2 wEnerga Wytwarzanie - umiejscowiona wgminie
Wielbark. Wskład instalacji wchodzi 15 tys. sztuk paneli omocy do
545 W. Łączna moc zainstalowana wynosi 8,11 MW.
• PV Żurawica wORLEN - przekazana do eksploatacji elektrownia
fotowoltaiczna zbudowana na terenach własnych ORLEN
na Terminalu Paliw wŻurawicy z3 878 sztuk modułów PV
omocy jednostkowej 410 Wpodłączonych do 12 inwerterów.
Za pośrednictwem stacji elektroenergetycznej energia
elektryczna zostanie wprowadzona do Krajowego Systemu
Elektroenergetycznego. Rozruch technologiczny został
zrealizowany wlistopadzie 2023 roku. Wdniu 15 grudnia 2023 roku
dokonano odbioru technicznego końcowego. Moc instalacji wynosi
1,6 MW.
• PV Sokółka wORLEN – przekazana do eksploatacji elektrownia
fotowoltaiczna zbudowana na terenach własnych ORLEN
na Terminalu Paliw wSokółce z2 776 sztuk modułów PV
omocy jednostkowej 450 W, podłączonych do 12 inwerterów.
Za pośrednictwem stacji elektroenergetycznej energia
elektryczna zostanie wprowadzona do Krajowego Systemu
Elektroenergetycznego. Rozruch technologiczny został
zrealizowany wpaździerniku 2023 roku. Wdniu 31 października
2023 roku dokonano odbioru technicznego końcowego. Moc
instalacji wynosi 1,25 MW.
203Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5. Działalność operacyjna
• PV Ostrów Wielkopolski wORLEN – elektrownia fotowoltaiczna
zbudowana na terenach własnych ORLEN wsąsiedztwie Terminala
Paliw wOstrowie Wielkopolskim z5 486 sztuk modułów PV
omocy jednostkowej 565 Wpodłączonych do 10 inwerterów. Za
pośrednictwem dwu- transformatorowej stacji oraz rozdzielnicy
głównej Terminala Paliw, moc elektrowni zostanie wprowadzona
do Krajowego Systemu Elektroenergetycznego. Przekazanie
do eksploatacji planowane jest do końca stycznia 2024 roku.
Inwestycja współfinansowana zNFOŚiGW. Moc instalacji wynosi 3,1
MW.
• PV Płock 1 wORLEN - zbudowana na terenie Zakładu
Produkcyjnego wPłocku składająca się z8 827 sztuk modułów
PV omocy jednostkowej 550 Wzamontowanych w45 rzędach
stołów fotowoltaicznych. Moduły PV podłączono do 32 inwerterów
wyprowadzających przetworzoną energię promieniowania
słonecznego, poprzez 3 stacje transformatorowe do sieci
elektroenergetycznej zakładu. Przekazanie do eksploatacji
planowane jest do końca stycznia 2024 roku. Inwestycja
współfinansowana zNFOŚiGW. Moc instalacji wynosi 4,8 MW.
• PV Mościska wORLEN - farma planowana do zbudowania na
terenie Terminala Paliw wMościskach wlatach 2024-2025.
Przewiduję się, iż instalacja będzie się składać zponad 650
sztuk modułów PV, 3 inwerterów oraz jednej stacji kontenerowej.
Planowana moc instalacji to 0,35 MW.
• PV Rybnik wORLEN Południe – wybrano wykonawców na
realizację farmy, wycinkę drzew ikrzewów kolidujących zinwestycją
oraz na zasadzenia zastępcze. Projekt został wstrzymany do czasu
otrzymania dofinansowania od NFOŚiGW. Planowana moc instalacji
to około 2,1 MW.
• PV Trzebinia wORLEN Południe – obecnie prowadzone są prace
montażowe. Wwyniku opóźnienia ikomplikacji na etapie budowy
opracowywany jest plan działań naprawczych. Projekt oczekuje
na aktualizację warunków przyłączeniowych od OSD Tauron.
Planowana moc instalacji to ok. 1 MW.
• 30 mikroinstalacji fotowoltaicznych na stacjach własnych
ORLEN – trwają prace montażowe, które zakończą się do końca 1
kwartału 2024 roku. Sumaryczna moc mikroinstalacji wynosi około
1,11 MW. Zaplanowano uruchomienie postępowania na kolejne 50
mikroinstalacji na stacjach paliw.
• Magazyn energii TP Ostrów Wielkopolski – magazyn energii
elektrycznej planowany do zabudowy wlatach 2024-2025.
Magazyn wkooperacji zwybudowaną elektrownią PV, będzie
stanowił źródło awaryjne wsytuacjach kryzysowych, zwiększy
autonomię, ograniczy przekroczenia mocy przyłączeniowych oraz
pozwoli na korzystniejszą sprzedaż energii elektrycznej według
planowanych dynamicznych taryf energii elektrycznej. Rozwiązanie
może być wprzyszłości powielane na pozostałych terminalach oraz
stacjach paliw ORLEN.
Ze względu na rosnący potencjał odnawialnych źródeł energii wGK
ORLEN, planowane jest wdrożenie centralnego systemu nadzoru,
który będzie skupiał wszystkie aktywa OZE, czyli Centralny System
Nadzoru SCADA OZE.
5.6.7. Aktywa logistyczne
Dystrybucja energii elektrycznej to jedna zpodstawowych działalności
Grupy ORLEN. Jest to działalność regulowana wPolsce, prowadzona
woparciu otaryfy zatwierdzane przez Prezesa Urzędu Regulacji
Energetyki (URE). Funkcję podmiotu wiodącego wramach tej
działalności pełni spółka Energa Operator S.A. Aktywa dystrybucyjne
Grupy znajdują się na terenie północnej iśrodkowej Polski. Za ich
pomocą Grupa dostarcza energię elektryczną do 3,3 mln klientów,
zczego ok. 3,2 mln stanowią klienci zumowami kompleksowymi,
a161 tys. to klienci TPA (ang. Third Party Access). Na koniec 2023 roku
łączna długość linii energetycznych eksploatowanych przez Grupę
wynosiła ponad 197 tys. km iobejmowała swoim zasięgiem obszar
blisko 75 tys. km², co stanowiło około 1/4 powierzchni kraju.
Sieć ciepłownicza
• PGNiG TERMIKA dostarcza ciepło do dwóch sieci miejskich:
wWarszawie, będącej własnością Veolia Energia Warszawa oraz
własnej, położonej na terenie Pruszkowa, Piastowa iMichałowic.
• PGNiG TERMIKA Energetyka Przemysłowa dostarcza ciepło za
pośrednictwem ok. 323 km sieci ciepłowniczych. Spółka prowadzi
działalność na terenie gmin: Jastrzębie-Zdrój, Czerwionka-
Leszczyny, Knurów, Racibórz, Kuźnia Raciborska, Pawłowice,
Rybnik, Wodzisław-Śląski, Żory oraz Suszec isprzedaje swoje
produkty głównie na potrzeby spółdzielni mieszkaniowych,
wspólnot, ZGM oraz kopalń.
• PGNiG TERMIKA Energetyka Rozproszona dostarcza ciepło
za pośrednictwem ok. 24 km sieci ciepłowniczych – 16,3 km
wDęblinie oraz ok. 8 km łącznej długości niewielkich sieci
ciepłowniczych zlokalizowanych wChociwlu, Konstancinie-
Jeziornej, Krzeszowicach, Warszawie (Regaty) oraz Zieleniewie.
5.6.8. Źródła zaopatrzenia
Węgiel kamienny
Główne paliwo wykorzystywane przez Grupę Energa do produkcji
energii elektrycznej iciepła to węgiel kamienny. Jednostki wytwórcze
Grupy Energa zużyły w2023 roku 846 tys. ton węgla kamiennego i82
tys. ton biomasy (rok wcześniej wolumeny te wynosiły odpowiednio
1 444 tys. ton oraz 72 tys. ton). Zaopatrzenie Grupy Energa wwęgiel
kamienny było realizowane przez następujących dostawców: Polską
Grupę Górniczą (71%), Jastrzębską Spółkę Węglową (15%), PGE Paliwa
(10%), Lubelski Węgiel „Bogdanka” (4%).
204Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.7. Badania irozwój technologiczny
W2023 roku Grupa ORLEN koncentrowała się na realizacji Strategii
2030 iwynikającej zniej Strategicznej Agendy Badawczej (SAB)
oraz rozwijaniu ekosystemu badawczo-rozwojowego wtym narzędzi
pozyskiwania innowacji. W2023 roku kontynuowano działania
związane zwypracowaniem koncepcji iplanu współpracy zSaudi
Aramco iSABIC których podstawą były podpisane wcześniej umowy
owspółpracy. ORLEN podejmuje niezbędne działania wramach
procesu przygotowania potencjalnych wspólnych inwestycji.
Wobszarze rafinerii w2023 roku ORLEN prowadził działania
inwestycyjne wkierunku dalszego wzmocnienia potencjału poprzez
zwiększenie efektywności energetycznej, operacyjnej iprocesowej.
W2023 roku zrealizowano decyzję oprzeniesieniu projektu HBO
(Hydrockracked Base Oils) ze Spółki LOTOS Oil do ORLEN wzwiązku
zdecyzją owewnętrznym finansowaniu projektu iintegracji
segmentowej działalności inwestycyjnej dot. projektów strategicznych.
Celem projektu jest dalsza poprawa ekonomiki przerobu ropy
naftowej poprzez wygenerowanie wyższych marż wwyniku produkcji
isprzedaży nowych, wysokomarżowych produktów (oleje bazowe II
grupy).
W2023 roku działania rozwojowe ORLEN Unipetrol (OUP)
koncentrowały się na kluczowych punktach strategii Grupy, tj.
zielonym wodorze, chemicznym imechanicznym recyklingu tworzyw
sztucznych, produkcji biopaliw, dekarbonizacji icyfryzacji.
Wramach rozwoju, OUP kładzie również duży nacisk na efektywność
energetyczną. Wtym obszarze koncentruje się na progresywnych
technologiach wykorzystania ciepła odpadowego igazów odlotowych.
Widzimy wtym duży potencjał dla realizacji naszych celów wzakresie
stopniowej redukcji emisji CO
2
. Realizacja kluczowych projektów,
takich jak odzysk ciepła ze spalin wrafinerii wKralupach, była
kontynuowana zgodnie zplanem HMG. Zkolei wrafinerii wLitvinowie
sukcesywnie modernizowane są instalacje kondensatu pary wodnej
na Instalacji Przygotowania Surowców do Produkcji Petrochemikaliów
oraz Instalacji Visbreakingu.
5.7.1. Ważniejsze osiągnięcia
wdziedzinie badań irozwoju
technologicznego wORLEN
Wramach projektu InGrid Power to Gas kontynuowano budowę
demonstracyjnej instalacji do produkcji zielonego wodoru wprocesie
elektrolizy zmożliwością pracy wyspowej wspartej magazynem
energii, atakże produkcją wodoru zwykorzystaniem energii zsieci
elektroenergetycznej. Wramach projektu zostaną również m.in.
zbadane możliwości wtłaczania mieszaniny wodoru igazu ziemnego
do istniejących dystrybucyjnych sieci gazowych oraz przeprowadzone
testy wpływu różnych mieszanek na odbiorniki końcowe. Projekt
pozwoli na użycie mieszanek wodoru zgazem ziemnym wsieci
dystrybucyjnej oraz określenie wymagań modernizacyjnych dla
zapewnienia bezpieczeństwa systemu. Budżet projektu wynosi ok. 50
mln PLN. Projekt stanowi również bazę do kolejnych przedsięwzięć
związanych zprodukcją pochodnych zielonego wodoru (tzw. Power
to X).
Kontynuowane były również prace związane zbudową instalacji
do magazynowania wodoru zwykorzystaniem kawern solnych
(pojemność 20,000 m
3
- 150 ton H2, moc elektrolizera 5 MW, moc
źródła energii zasilanego wodorem zkawerny 1,2 MW) składającej się
zjednej kawerny badawczej iinstalacji napowierzchniowej. Budżet
projektu wynosi ok. 121 mln PLN.
W2023 roku kontynuowana była procedura Notyfikacji projektu
H2.PLSaltStorage wramach mechanizmu IPCEI (ang. Important
Projects of Common European Interest – projekty będące
przedmiotem wspólnego europejskiego zainteresowania). Wstosunku
do pierwotnej wersji dokumentacji składanej wramach aktualnej fali
RHATL (złożenie dokumentacji nastąpiło 30.03.2022), zakres projektu
wwyniku dialogu zKE uległ 2-krotnie zmianie. Obecny zakres
projektu IPCEI obejmuje instalację wMogilnie: 100 MW elektrolizer
oraz 2 kawerny opojemności 130 000 MWh każda. Projekty wramach
fali RHATL, wg informacji zKE miały być notyfikowane do końca 2023
roku.
W2023 roku wramach partnerstwa (konsorcjum) zPolitechniką
Śląską iPGNiG Termika Energetyka Przemysłowa SA uruchomiony
został – przy dofinansowaniu NCBR – projekt Mobilnego Magazynu
Ciepła. Celem projektu jest budowa innowacyjnego, co najmniej
wskali Europy, mobilnego magazynu ciepła odpadowego, opartego
na zastosowaniu materiałów zmiennofazowych. Budżet całkowity
projektu to: ok. 26 mln PLN, wtym dofinansowanie ok. 12,5 mln PLN.
5. Działalność operacyjna
205Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Wramach projektu HyCogen ORLEN, we współpracy ze spółką
Horus-Energia, opracował iprzetestował pierwszy na świecie system
wielopaliwowy (Multifuel), do zasilania jednostek produkujących
energię elektryczną iciepło. Multifuel pozwala na płynną zmianę
podawanego paliwa – może to być wodór, gaz ziemny lub ich dowolna
mieszanka. Spółka planuje już wprzyszłym roku rozpocząć jego
komercjalizację.
Wprojekcie VETNI realizowano opracowanie iskonstruowanie
instalacji pilotażowej systemu wytwarzania wodoru woparciu
oelektrolizer stało-tlenkowy (SOE). Projekt jest dofinansowany ze
środków Narodowego Centrum Badań iRozwoju (NCBiR). Jego
budżet wynosi 9 555 115 PLN, zczego 7 804 535 PLN stanowi
dofinansowanie. Projekt prowadzony jest wkonsorcjum zInstytutem
Energetyki iAkademią Górniczo-Hutniczą. W2023 roku wybudowano
pilotażowy elektrolizer stało-tlenkowy izintegrowano go zinstalacja
przemysłową wJaśle, która dostarcza parę technologiczną ienergię
zOZE wykorzystywaną wprocesie elektrolizy. Projekt uzyskał
zakładane parametry techniczne izakończył się wplanowany
terminie.
Zadania zrealizowane przez B+R obejmowały także zarządzanie
projektami B+R oraz pozyskiwanie nowych tematów badawczych
do wykonania we własnych Centrach RnD, na infrastrukturze
produkcyjnej ORLEN (demonstratory bocznikowe) oraz we współpracy
zkrajowymi izagranicznymi podmiotami naukowymi. Wtym roku
suma wartości współpracy zpolskim światem Nauki wnakładach
przekroczyła kilkadziesiąt mln PLN.
Wprzypadku pięciu własnych technologii dekarbonizacyjnych
uzyskano decyzję na podwyższenie ze skali laboratoryjnej do
pilotażowej, wtym większość jest dedykowana do uruchomienia
wCBR wPłocku. Wefekcie wykonanego dialogu technicznego
zpowodzeniem wykonano dalsze zadania nad opracowaniem
własnych kompetencji wzakresie katalizy, co zaowocowało decyzją,
że cykliczna trzecia konferencja naukowo-techniczna ORLEN była
temu poświęcona.
W2023 roku koncentrowano się także na rozwoju potencjału
Centrum Badawczo Rozwojowego wPłocku, w1 i2 kwartale 2023
roku przeprowadzono dalszy rozwój wtym sprawdzenie własnej
technologii wytwarzania biokomponentów wtechnologii HVO,
obejmowało to przeprowadzenie testów mechanicznych, na mediach
zastępczych, przygotowując jednostkę do rozruchu wwarunkach
technologii wzasilaniu olejem rzepakowym idwóch dedykowanych
katalizatorom komercyjnym. Zadania wykonanie wB+R odpowiadały
na zapotrzebowanie obszarów produkcji itechnologii, wtym celu
przeprowadzono testy wzakresie paliw Efecta iVerva, Badania
sprawdzające wykonano whamowni silnikowej ilaboratorium CBR,
auzyskane wyniki już zostały zastosowane na potrzeby produkcji.
W2023 roku CBR pracowały następujące instalacje: uwodornienie
olejów roślinnych (HVO), oksydacji asfaltów (BiturOX), hamownia
silnikowa oraz autorska instalacja wytwarzania oligowęglanodioli jako
półproduktu na ścieżce technologicznej wykorzystania ditlenku węgla.
W2023 roku kontynuowano budowę pracowni pilotaży, wzakresie
której cztery instalacje pilotażowe: hydrokraking, hydroodsiarczania,
reforming ikraking parowy były przedmiotem prac projektowych do
połączenia zinfrastrukturą badawczą. Równolegle koncentrowano się
na budowaniu potencjału rozwojowego wkonsorcjach projektowych,
dzięki takiemu zaangażowaniu, m.in. wspólnie zpartnerami
fińskimi iszwedzkimi, otrzymano pozytywną decyzję do wniosku
odofinansowanie opracowania technologii paliwa lotniczego
zbiomasy wtechnologii spełniającej kryteria zrównoważonego
rozwoju (SAF). Dodatkowo wefekcie wykonania dwóch prób
przemysłowych wzakresie asfaltów ekologicznych iasfaltów
zrecyklatem, koniec 2023 roku jest czasem testów eksploatacyjnych
wdedykowanych odcinkach drogowych. Wykonanie tych testów
pozwoli na wprowadzenie na rynek nowych produktów, przyjaznych
dla środowiska oraz wykorzystujących surowce wramach gospodarki
obiegu zamkniętego.
5. Działalność operacyjna
5.7.2. Ważniejsze osiągnięcia
wdziedzinie badań irozwoju
technologicznego wgłównych
spółkach ORLEN
Spółki Grupy kapitałowej wdedykowanych
obszarach B+R zpowodzeniem realizowały
projekty zgodne zkierunkami Strategii 2030
W2023 roku wORLEN Południe S.A. kontynuowano prace
wprojekcie „Opracowanie biotechnologicznej konwersji surowców
pochodzenia organicznego do kwasu mlekowego zwykorzystaniem
mikroorganizmów”, na które pozyskano dofinansowanie
wwysokości 2,38 mln PLN zProgramu Sektorowego INNOCHEM.
W3 kwartale 2023 roku rozliczono projekt zNCBiR, gdzie złożono
ostateczny raport zprzeprowadzonych prac. Kontynuowano prace
optymalizacyjne iprace związane zprzeskalowaniem instalacji do
wydajności przemysłowej (1000/5000 ton/rok). Podpisano umowę na
wykonanie projektu bazowego iKoncepcji Programowo-Przestrzennej
dla instalacji produkcji kwasu mlekowego owydajności 5 000 t/
rok zfirmą AB Industry ipodwykonawcą ConsultChem. Wartość
prac projektowych wyniosła 0,9 mln PLN. Wzakresie budowy
instalacji do produkcji bioetanolu 2G prowadzono prace związane
zbiopaliwami zaawansowanymi. Realizowano budowę instalacji
Bioetanolu 2G. Kontynuowano dostawy poszczególnych pakietów
do budowy kompleksu instalacji do produkcji bioetanolu 2G wraz
zenergetyką ioczyszczalnią ścieków. Zakończono budowę węzła
energetycznego iuzyskano dofinansowanie zNFOŚ. Realizowano
projekty wykonawcze iprace budowlano-konstrukcyjne na obiekcie
oraz kompletacje dostaw pakietowych. Zakończono realizację
projektu „Opracowanie innowacyjnej technologii oczyszczania
gliceryny odpadowej, pochodzenia zwierzęcego oraz typu UCO do
gliceryny jakości destylowanej”, wtym zrealizowano prace rozwojowe
tj. pierwsze testy oraz demonstrację wwarunkach operacyjnych.
Przerobiono kilka tysięcy ton gliceryny surowej pochodzenia UCO.
Wramach kontynuacji prac wobszarze poszerzenia portfolio
spółki okolejne bioprodukty wIkwartale 2023 roku podpisano
zInstytutem Katalizy iFizykochemii Powierzchni Polskiej Akademii
Nauk im. Jerzego Habera wKrakowie Umowę na realizacje prac
związanych zkolejnym etapem opracowania technologii produkcji
polihydroksymaslanu (PHB). Obecnie trwają prace związane
zoptymalizacja etapu produkcji PHB.
206Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Wpaździerniku 2023 roku wrafinerii Litvínov po raz pierwszy
wjej długiej historii przeprowadzono test operacyjny, anastępnie
kompleksową ocenę analityczną, podczas której przetworzono
mieszankę 100% nierosyjskiej ropy naftowej. Głównym rezultatem
tego działania jest opracowanie listy alternatywnych rop naftowych,
które mogłyby zastąpić obecną ropę REBCO.
Spółka ORLEN Unipetrol pomyślnie przeszedł recertyfikację iuzyskał
certyfikat ISCC Plus wzakresie przetwarzania HVO (uwodorniony
olej roślinny) na instalacji etylenowej, umożliwiającej produkcję
bioplastików oraz certyfikat ISCC EU wzakresie przetwarzania
biomateriałów (zużyty olej spożywczy, oleje roślinne) na instalacji
hydrorafinacji, umożliwiającej produkcję HVO poprzez co-processing
głównie do produkcji zaawansowanych biopaliw. W2023 roku
kontynuowano rozwój projektów wodorowych, wtym zakończono
prace techniczne, anastępnie uruchomiono 2 pierwsze publiczne
stacje tankowania wodoru ORLEN wCzechach (Praga-Barandov,
Litvínov-Záluží). Rozwój stacji tankowania będzie kontynuowany.
Dodatkowo trwa faza inżynieryjna budowy elektrowni fotowoltaicznej
omocy 60 MW wraz zelektrolizerem omocy 26 MW do produkcji
zielonego wodoru orocznej zdolności produkcyjnej do 4,75 kta.
Celem wdrożenia wANWIL S.A. technologii green ammonia,
technologii magazynowania energii wamoniaku oraz krótkotrwałego
przechowywania wodoru, spółka, kolejny rok kontynuowała pracę
wramach projektu HySTrAm, który pozyskał pozytywną decyzję
odofinansowaniu wramach programu Horyzont Europa. Dzięki
uczestnictwu wprojekcie ANWIL S.A. uzyska dostęp do rezultatów
projektu – green ammonia, technologii magazynowania energii
wamoniaku oraz krótkotrwałego przechowywania wodoru. Dla działań
związanych zzaangażowaniem ANWIL wposzukiwanie innowacyjnych
rozwiązań oraz budowanie ekosystemu innowacji kontynuowano
projekt „WSPÓŁPRACA ZE START-UP”. Dodatkowo wramach rozwoju
narzędzi do pozyskiwania innowacji realizowano współpracę zORLEN
Skylight Accelerator. W2023 roku przeprowadzono test akceleracyjny
technologii monitorowania warunków transportu imagazynowania
produktów nawozowych zużyciem sond pomiarowych. Wczerwcu
2023 roku przystąpiono do VIII rundy programu ORLEN Skylight
Accelerator. Wyłoniono 3 rozwiązania technologiczne wcelu
przeprowadzenia działań pilotażowych.
W2023 roku ANWIL realizował 20 projektów badawczo –
rozwojowych wramach Strategicznej Agendy Badawczej ORLEN2030.
5. Działalność operacyjna
W2023 roku spółki zGrupy Energa wobszarze Badań, Rozwoju
iInnowacji realizowały 18 projektów, wtym: 3 nowe projekty, 9
projektów kontynuowanych zlat poprzednich oraz 6 projektów,
które zakończyły się w2023 roku. Wśród kluczowych projektów
realizowanych izakończonych w2023 roku przez spółki zGrupy
Energa należy wymienić projekt spółki Energi Operator, która
realizuje projekt badawczy „SERENE”, którego celem jest opracowanie
mechanizmów imodeli biznesowych dla nowych usług sieciowych,
zwiększających elastyczność sieci dystrybucyjnej średniego iniskiego
napięcia, zastosowanie rozwiązań technicznych pozwalających na
aktywne zarządzanie siecią niskiego napięcia zwykorzystaniem
liczników AMI. Projekt realizowany jest weuropejskim konsorcjum
idofinansowany jest wramach programu Horizon 2020. Projekt
rozpoczął się wsierpniu 2019 roku, ajego zakończenie planowane
jest na koniec maja 2025 roku. Wgrudniu 2023 roku rozpoczęto
prace nad przygotowaniem systemu zarządzania energią wwybranej
lokalizacji.
Energa Operator realizuje projekt badawczy „EUniversal” wzakresie
rozwoju elastyczności sieci imożliwości wykorzystania usług
elastyczności na rynku energii. Projekt realizowany jest weuropejskim
konsorcjum przez 18 europejskich podmiotów związanych zbranżą
energetyczną idofinansowany jest wramach programu Horizon
2020. Projekt rozpoczął się wczerwcu 2018 roku, ajego zakończenie
planowane jest na koniec lutego 2024 roku.
Jeżeli chodzi oprojekt Innowacyjnych zmiennofazowych magazynów
ciepła ichłodu wnowoczesnej instalacji ciepła sieciowego, to
realizuje go Energa Ciepło Ostrołęka Sp. zo.o. którego celem jest
opracowanie dedykowanego zmiennofazowego magazynu ciepła
współpracującego zniewielką siłownią gazową. Projekt realizowany
jest wkonsorcjum idofinansowany jest wramach programu
Narodowego Centrum Badań iRozwoju. W2023 roku Centrum
Badawczo-Rozwojowe im. M. Faradaya Sp. zo.o. zakończyło realizację
projektu badawczego „RSOC”, którego celem było opracowanie
ikonstrukcja układu power-to-gas opartego na stosie stałotlenkowych
ogniw elektrochemicznych, pracujących wtrybie elektrolizera
przewidzianego również do pracy wtrybie odwracalnym. Projekt
realizowany był wkonsorcjum, przy dofinansowania zprogramu
„Szybka ścieżka” Narodowego Centrum Badań iRozwoju. Projekt
rozpoczął się wstyczniu 2020 roku, azakończył się 24 lipca 2023
roku. W2023 roku pięć spółek Grupy Energa zgłosiło do VII iVIII
rundy Programu 17 wyzwań. Wokresie od stycznia do końca grudnia
2023 r. wdwóch spółkach Grupy Energa zostały uruchomione 3
wdrożenia pilotażowe wramach Programu, akilka propozycji start-
upów zpowyższych rund akceleracyjnych jest nadal analizowanych
lub szykowanych do wdrożeń pilotażowych w2024 roku.
207Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.8. Zarządzanie ryzykiem
5.8.1. Funkcjonowanie Systemu
Zarządzania Ryzykiem
Korporacyjnym
Organizacja ifunkcjonowanie Systemu Zarządzania Ryzykiem
Korporacyjnym w2023 roku nie uległy zmianie wporównaniu
zrokiem poprzednim. Woparciu oPolitykę iProcedurę Zarządzania
Ryzykiem Korporacyjnym Grupa ORLEN prowadzi bieżący monitoring
iocenę ryzyk podejmując działania mające na celu minimalizację
wpływu iograniczenie prawdopodobieństwa ich wystąpienia.
Zgodnie zpowyższymi regulacjami wORLEN S.A. funkcjonuje Obszar
Kontroli Finansowej, Zarządzania Ryzykiem iZgodnością, który
koordynuje proces zarządzania ryzykiem korporacyjnym na wszystkich
poziomach organizacji. Za zarządzanie ryzykiem wSpółkach Grupy
ORLEN odpowiadają Zarządy poszczególnych Spółek.
System Zarządzania Ryzykiem Korporacyjnym (ERM – Enterprise
Risk Management) jest narzędziem wspierającym skuteczność
realizacji celów operacyjnych oraz strategicznych. Zapewnia
informację na temat zidentyfikowanych ryzyk iwspiera skuteczne
zarządzanie nimi.
Ocena ryzyka przez obszary biznesowe wORLEN S.A. iSpółkach
Grupy ORLEN realizowana jest cyklicznie wramach procesów
samooceny ryzyk itestowania mechanizmów kontrolnych.
Kluczowym jej celem jest aktualizacja wyceny ryzyka uwzględniając
zweryfikowanie adekwatności iskuteczności mechanizmów
kontrolnych. Za jej przeprowadzenie odpowiadają właściciele
procesów iryzyk woparciu ozajmowane stanowisko izakres
przypisanych odpowiedzialności.
Ocena ryzyka obejmuje ocenę istotności każdego zryzyk
wodniesieniu do trzech stanów:
• stanu, gdyby nie zostały wprowadzone mechanizmy kontrolne
wodniesieniu do danego ryzyka (ocena ryzyka brutto, ryzyko
inherentne),
• stanu istniejącego przy obecnie funkcjonujących mechanizmach
kontrolnych wramach danego ryzyka (ocena ryzyka netto,
ryzyko rezydualne). Dokonanie oceny ryzyka netto wymaga
przeprowadzenia testów działania mechanizmów kontrolnych
ograniczających oceniane ryzyko zgodnie zwytycznymi przyjętymi
przez Spółkę wramach Procedury ERM opracowanej na podstawie
Polityki ERM przyjętej przez Zarząd Spółki,
• stanu pożądanego (akceptowalnego) przez biznes - ocena ryzyka
docelowego.
Po zakończeniu procesu oceny ryzyka oraz testowania mechanizmów
kontrolnych Zarząd Spółki oraz Rada Nadzorcza otrzymuje
raport przedstawiający najistotniejsze ryzyka wocenie obszarów
biznesowych.
Ryzyka wORLEN S.A. iSpółkach Grupy ORLEN zostały zdefiniowane
woparciu owspólny model anastępnie uszczegółowione
na poziomie poszczególnych procesów biznesowych irealizowanych
celów strategicznych.
W2023 roku wramach corocznego procesu samooceny
ryzyk itestowania mechanizmów kontrolnych wORLEN S.A.
przeprowadzono ocenę 521 ryzyk, poprzez przetestowanie
992 mechanizmów kontrolnych w165 procesach biznesowych.
Współkach Grupy ORLEN dokonano oceny 638 ryzyk oraz
przetestowano 1 607 mechanizmów kontrolnych w183 procesach.
Wroku 2023 systemem ERM objęte były spółki: ORLEN S.A., Anwil
S.A., Grupa ORLEN Lietuva, Grupa Unipetrol, ORLEN Deutschland
GmbH, ORLEN Paliwa Sp. zo. o. iORLEN Centrum Usług
Korporacyjnych Sp. zo. o.
Wramach przyjętego wGrupie ORLEN Modelu Ryzyk Korporacyjnych
wszystkie zidentyfikowane ryzyka klasyfikowane są wg następujących
kategorii:
• I. RYZYKA STRATEGICZNE – ryzyka bezpośrednio powiązane
zcelami strategicznymi iodnoszące się do konkretnych działań
iprojektów strategicznych oraz poziomów ich spełnienia.
• II. RYZYKA PROJEKTOWE – zdarzenia lub okoliczności, które
wrazie wystąpienia mogą mieć negatywny wpływ na realizację
przynajmniej jednego zcelów projektu. Ryzyka te podlegają
bieżącej ocenie podczas prowadzonych prac projektowych.
• III. RYZYKA PROCESOWE / OPERACYJNE - identyfikowane
wramach działalności biznesowej, pozwalają efektywnie zarządzać
procesami. Ryzyka te są oceniane corocznie wramach procesu
samooceny przez właścicieli biznesowych.
Wkażdej ztych kategorii dane ryzyko korporacyjne może
występować wróżnych procesach. Stąd też przedstawiona poniżej
tabela klasyfikacji przedstawia przykładowe ryzyka należące do danej
kategorii, występujące wróżnych procesach biznesowych.
5. Działalność operacyjna
208Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Kluczowe role wSystemie Zarządzania Ryzykiem Korporacyjnym
SCHEMAT 20
5. Działalność operacyjna
209Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Klasyfikacja ryzyk oraz procesów wraz zmechanizmami kontrolnymi wramach funkcjonowania ERM
Ryzyka/Procesy Opis ryzyka Sposoby mitygacji ryzyka
Strategiczne
Założenia
• Niejednolite, nierealne założenia icele strategiczne
zmiana założeń/celów strategicznych wtrakcie
procesu
• Cykliczna weryfikacja aktualności kluczowych celów
strategicznych oraz bieżący ich monitoring na tle
zmieniającego się otoczenia (regulacje, rynek,
kluczowi dostawcy, itp.)
Podział
kompetencji
• Niewłaściwy podział kompetencji pomiędzy
komórkami organizacyjnymi
• Nieodpowiednie przypisanie odpowiedzialności
• Wysoka specjalizacja pracowników, odpowiednie
delegowanie obowiązków iodpowiedzialności
poprzez opracowanie precyzyjnych zakresów zadań
Nowe regulacje
• Wprowadzenie niekorzystnych uregulowań prawnych
• Brak efektywnych działań administracji publicznej
związanych zegzekwowaniem prawa
• Udział wkonsultacjach publicznych do projektów
legislacyjnych ograniczający lub zmniejszający ryzyko
wprowadzenia niekorzystnych przepisów dla Spółki
Wypadki przy
pracy iinne
zagrożenia
• Niewystarczający poziom wiedzy obezpieczeństwie
pracy wśród firm zewnętrznych
• Zagrożenia bezpieczeństwa pracy ibezpieczeństwa
pożarowego związane zobecnością pracowników
firm zewnętrznych na terenie obiektów Grupy ORLEN
• Nadzór izarządzanie pracą firm zewnętrznych
poprzez wdrożenie narzędzi monitorujących stan
bezpieczeństwa wykonywanych prac
• Zapewnienie odpowiednich mechanizmów do
stałego monitoringu oceny zagrożeń
• Wdrożenie jednolitych wymagań dla wykonawców
ipodwykonawców zgodnie zwytycznymi Standardów
Bezpieczeństwa Grupy ORLEN
Projektowe
Przekroczenie
budżetu
• Niewłaściwe oszacowanie kosztów wdrożenia
projektu
• Brak uwzględnienia kosztu dodatkowych prac
wprojekcie
• Niezaplanowane koszty pojawiające się podczas
realizacji projektu
• Bieżący monitoring działań wykonawcy oraz
potencjalnych opóźnień realizacji projektu.
• Systematyczna weryfikacja kosztów vs. zaplanowany
budżet.
Przekroczenie
harmonogramu
• Nieprawidłowe założenia dotyczące czasu realizacji
poszczególnych etapów projektu
• Niedoszacowanie terminów zakończenia prac
wykonywanych wramach projektu
• Stały nadzór nad przebiegiem prowadzonych prac,
bieżąca ocena postępów wykonanych prac kolejnych
etapów projektu oraz egzekwowanie realizacji robót.
Zmiana zakresu
projektu
• Niepełne wykonanie zakresu projektu
• Przekroczenie ram/zakresu projektu
• Nieuwzględnienie wszystkich prac wzakresie
projektu
• Rozszerzenie zakresu projektu ododatkowe prace
• Bieżąca analiza otoczenia, wktórym realizowany jest
projekt. Wzależności od zaistniałych okoliczności
możliwość podjęcia decyzji ozmianie jego
zakresu. Weryfikacja zaplanowanych jak również
zrealizowanych prac uwzględnionych wzakresie
projektu
Podział
kompetencji
• Niewłaściwy podział kompetencji pomiędzy
członkami zespołu projektowego
• Niedostępność kluczowych osób decyzyjnych,
interesariuszy, sponsora
• Opracowanie iwdrożenie metodyki wzakresie
podziału kompetencji dla wszystkich uczestników
zespołu projektowego wcelu eliminacji konfliktu
interesu. Odpowiednia alokacja zasobów ludzkich
podczas przygotowania irealizacji projektu.
Wykorzystanie dedykowanego narzędzia IT
wspierającego zarządzanie projektem
5. Działalność operacyjna
TABELA 38
210Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Procesowe / Operacyjne
Zakupy
• Realizacja dostaw ropy (lądowych imorskich) wilości
i/lub jakości nieodpowiadającej zapotrzebowaniu
• Brak planowania dostaw ropy spełniających
wymagania jakościowe
• Bieżący monitoring procesu dostaw realizowanych
drogą lądową imorską. Wykorzystywanie
dedykowanych narzędzi analitycznych
istatystycznych, analiza serwisów branżowych
iinformacyjnych
• Systematyczna weryfikacja rynku
wyselekcjonowanych gatunków ropy pod kątem ich
dostępności oraz możliwości zakupu. Każdorazowe
sprawdzanie ipotwierdzanie opłacalności zakupów
dla transakcji nie objętych kontraktami
• Prawidłowość iterminowość procesu zakupu usług
imateriałów
• Proces wyboru dostawcy realizowany zgodnie
zobowiązującymi procedurami oraz wymaganymi
dokumentami (m.in. analiza rynku, harmonogramu,
okresowa ocena dostawców). Weryfikacja sytuacji
rynkowej wzakresie dostępności pożądanych usług,
surowców iwysokości oferowanych cen
• Zapewnienie ciągłości produkcji • Zapewnienie wewnętrznych procedur
umożliwiających efektywne reagowanie wsytuacji
awaryjnej wdrodze bezpośredniego zakupu usług
isurowców do produkcji. Kontrola częstotliwości
ijakości sporządzanych Raportów zRealizacji
Produkcji oraz ich przepływ do wymaganych
komórek organizacyjnych
Produkcja
• Niewłaściwe planowanie izarządzanie remontami
wobszarze produkcyjnym
• Funkcjonujący system informatyczny wspierający
proces planowania remontów oraz utrzymania ruchu
wZakładzie Produkcyjnym. Weryfikacja sporządzania
izatwierdzania Planów Postojów Remontowych
iTechnologicznych
• Nieefektywne bilansowanie produkcji związane
zbrakiem metod inarzędzi wspierających lub
brakiem możliwości pozyskania danych
• Obszar odpowiedzialny za proces bilansowania
produkcji dysponuje narzędziami umożliwiającymi
przeprowadzenie woptymalny sposób procesu
bilansowania. Funkcjonujące procedury iprocesy
określają zakres odpowiedzialności oraz terminowość
dostarczanych danych wejściowych do procesu
bilansowania produkcji
• Systematyczne kontrole sprawdzające proces
weryfikacji bilansu produkcji jak również poziom
różnic bilansowych
• Nieosiągnięcie założonych korzyści ekonomicznych
zwdrożenia inicjatyw
• Bieżący monitoring iweryfikacja inicjatyw woparciu
owiedzę ekspercką zapewniającą realizację
projektów onajwyższym potencjale (efektywności).
Sprawdzanie zgodności przeprowadzonego
uzasadnienia biznesowego realizacji projektu
zobowiązującymi regulacjami
Dystrybucja
ilogistyka
• Zanieczyszczenia środowiska naturalnego na skutek
prowadzonych procesów dystrybucyjnych
• Okresowa kontrola poziomu zanieczyszczeń
(skażenia) produktami paliwowymi na Terminalach
Paliw. Nadzór pomiarów powietrza zgodnie
zwymogami prawa
5. Działalność operacyjna
211Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
• Niespełnienie wymogów fizycznego utrzymywania
właściwego poziomu zapasów obowiązkowych
• Bieżący monitoring stanu zapasów obowiązkowych.
Systematyczne przygotowywanie raportów
wielkości zapasów magazynowych iprzekazywanie
do wszystkich zainteresowanych komórek
merytorycznych
• Awaria infrastruktury logistycznej wpływająca na
ciągłość dostaw produktów lub ryzyko ich utraty
• Okresowe przeglądy stanu infrastruktury
logistycznej. Bieżące monitorowanie stanu zapasów
produktów, planowanie wysyłek uzupełniających.
Kontrola poprawności funkcjonowania procesu
harmonogramowania logistyki wtórnej
Sprzedaż
detaliczna
• Nieefektywny proces zawierania kontraktów
inegocjacji cenowych
• Polityka cenowa regulująca zasady współpracy
zkontrahentami oraz wdrożone mechanizmy
systemowe zapobiegające nieprawidłowościom.
Kontrola poprawności parametrów umów
zklientami flotowymi przed ich wprowadzeniem do
systemu oraz weryfikacja potencjału zakupowego
klientów. Systematyczne sprawdzanie poprawności
wynegocjowanych warunków cenowych.
• Niestosowanie standardów etycznych inieuczciwe
postępowanie pracowników, defraudacja mienia
iinne nadużycia
• Kontrola stosowanych standardów etycznych,
znajomości Kodeksu Etyki oraz weryfikacja
przesłanek, które wskazują na naruszenie
standardów etycznych lub defraudację.
Systematyczne kontrole stacji iterminali paliw
• Polityka cenowa nie zapewniająca maksymalizacji
korzyści irozwoju potencjału rynkowego
• Narzędzia dedykowane do zarządzania cenami
izapewniające stosowanie efektywnej polityki
cenowej
• Kontrola imonitoring poprawności wprowadzenia
zmian cen detalicznych do systemów oraz poziomu
ceny pylonowej na stacjach ORLEN S.A
• Odbiegający od poziomów rynkowych asortyment na
stacjach paliw
• Optymalizacja asortymentu na stacjach paliw
wobszarze gastronomii oraz sklepu
• Niekorzystne postrzeganie spółki / marki przez
otoczenie spowodowane negatywnymi zdarzeniami
związanymi zobsługą gastronomiczną na stacjach
paliw
• Systematyczne kontrole jakości na stacjach paliw
Sprzedaż
hurtowa
• Gotowość do szybkiego reagowania wzakresie
korekty planów sprzedaży przy zmianach włańcuchu
dostaw iprodukcji
• Bieżąca weryfikacja realizacji planu sprzedaży
iprodukcji przy udziale obszaru sprzedaży hurtowej
oraz biura zarządzania łańcuchem dostaw.
• Nieefektywny proces negocjacji warunków
izawieranie niekorzystnych kontraktów handlowych
• Negocjowanie warunków handlowych oraz
podpisywanie umów zgodnie zprzyznanymi
pełnomocnictwami. Istnieje sformalizowany
proces zawierania iopiniowania umów.
Bieżące ewidencjonowanie negocjacji umów
długoterminowych
• Niewywiązanie się przez kontrahenta ze swoich
zobowiązań finansowych
• Decyzje kredytowe podejmowane woparciu
omodel analizy finansowej. Regularne monitorowanie
należności przeterminowanych iprowadzenie
windykacji na podstawie Polityki Zarządzania
Kredytem Kupieckim iPolityki Windykacji
• Nieprawidłowe wskazanie rodzaju odprawy dla
podatku akcyzowego
• Cykliczna weryfikacja podatku akcyzowego
wzleceniach sprzedaży
5. Działalność operacyjna
212Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Finanse
1
• Towarowe - związane ze zmianami marż
realizowanych na sprzedaży produktów, poziomem
dyferencjału Brent/Ural, cenami ropy naftowej
iproduktów, cenami uprawnień do emisji CO
2
,
ryzykiem cen towarów na transakcjach arbitrażu cash
& carry
• Polityka zarządzania ryzykiem rynkowym oraz
strategie zabezpieczające, które określają zasady
pomiaru poszczególnych ekspozycji, parametry
ihoryzont czasowy zabezpieczania danego ryzyka
oraz stosowane instrumenty zabezpieczające
• Zmian kursów walutowych – związanych
zekspozycją walutową wpływów iwydatków,
inwestycji oraz aktywów ipasywów denominowanych
wwalutach obcych
• Zmian stóp procentowych – związane zposiadanymi
aktywami ipasywami, dla których przychody oraz
koszty odsetkowe uzależnione są od zmiennych stóp
procentowych
• Płynności – związane znieprzewidzianym
niedoborem lub brakiem środków pieniężnych
idostępu do źródeł finansowania
• Polityka zarządzania płynnością krótkoterminową,
określająca zasady raportowania ikonsolidacji
płynności ORLEN S.A. iSpółek Grupy ORLEN. Grupa
prowadzi politykę dywersyfikacji źródeł finansowania
oraz wykorzystuje zróżnicowane narzędzia dla
efektywnego zarządzania płynnością
• Utraty środków pieniężnych ilokat – ryzyko upadłości
banków krajowych lub zagranicznych, wktórych
Grupa ORLEN przetrzymuje lub lokuje środki
pieniężne
• Krótkoterminowa ocena wiarygodności kredytowej
(rating) banku. Polityka zarządzania płynnością
krótkoterminową oraz polityka dywersyfikacji źródeł
finansowania oraz narzędzia do efektywnego
zarządzania płynnością
• Kredytowe – związane znieregulowaniem przez
kontrahentów należności za dostarczone produkty
iusługi
• Analiza wiarygodności iwypłacalności kontrahentów.
• Zarządzanie woparciu oprzyjęte procedury ipolitykę
wzakresie zarządzania kredytem kupieckim
iwindykacją
Prawo iregulacje
2
• Zmiany wobowiązujących przepisach lub nowe
regulacje wywierające istotny wpływ na Grupę
ORLEN oraz jej sytuację finansową iwyniki
działalności
• Monitorowanie otoczenia regulacyjnego wzakresie
wydawania, zmian iinterpretacji przepisów prawa
wkrajach, wktórych Grupa ORLEN prowadzi
działalność operacyjną oraz aktywne uczestnictwo
wprocesach legislacyjnych
• Identyfikacja przepisów prawa dla nowych
profili działalności. Monitorowanie kompletności
wdrożonych przepisów prawa
5. Działalność operacyjna
1) Szczegółowy opis ryzyk finansowych wraz zokreśleniem sposobu ich pomiaru, zarządzania izabezpieczenia został przedstawiony wpkt. 16.5. Skonsolidowanego Sprawozdania
Finansowego za 2023 rok.
2) Najważniejsze legislacje regulujące działanie sektora naftowego zostały przedstawione wpkt 4.3. niniejszego Sprawozdania.
213Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.8.2. Ryzyka dotyczące BHP, bezpieczeństwa
procesowego, bezpieczeństwa pożarowego,
bezpieczeństwa operacji związanych ztowarami
niebezpiecznymi
Ryzyka dotyczące BHP
Ryzyka/Procesy Opis ryzyka Sposoby mitygacji ryzyka
Strategiczne
Wypadki przy
pracy iinne
zagrożenia
• Brak identyfikacji istotnych ryzyk na
poszczególnych stanowiskach pracy
• Uszczerbek na zdrowiu / śmierć na terenie zakładu
produkcyjnego
• Wprowadzenie systemu zgłaszania zagrożeń BHP
zuwzględnieniem zakresów odpowiedzialności, nadzór
nad procesem identyfikowania zagrożeń podczas
oceny ryzyka zawodowego, wprowadzenie postępowań
wprzypadku wypadku przy pracy. Wprowadzenie
systemu zgłaszania zdarzeń potencjalnie wypadkowych
itrybu postępowania ztymi zgłoszeniami
Zarządzanie
korporacyjne
• Cyberbezpieczeństwo systemów OT, IT • Funkcjonująca procedura zarządzania dostępem
logicznym do systemów informatycznych
obejmująca m.in. autoryzację wniosków onadanie
lub modyfikację uprawnień, ograniczony dostęp do
warstwy systemu operacyjnego ibaz danych oraz do
warstwy sprzętowej systemu
• Cykliczne sprawdzanie skuteczności działania
cyberzabepieczeń
• Kontrola identyfikacji kluczowych zasobów
teleinformatycznych izasobów OT
• Systematyczna weryfikacja poziomu uprawnień
• Nieprawidłowo skonfigurowany model planowania
operacyjnego ioptymalizacji łańcucha dostaw
sprzyjający nieoptymalnym decyzjom biznesowym
• Okresowa analiza iaktualizacja modeli do planowania
operacyjnego oraz bieżący monitoring realizacji planu
operacyjnego
• Standaryzacja formatów danych na potrzeby
planowania korporacyjnego oraz precyzyjne
harmonogramowanie prac
• Naruszenie wizerunku Spółki poprzez
nieautoryzowane wystąpienia publiczne imedialne
pracowników
• Wdrożenie Procedury dotyczącej udzielania
informacji mediom iwypowiadania się wimieniu
Spółki
5. Działalność operacyjna
TABELA 39
214Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5.8.3. Ryzyka wynikające
ze zmian klimatu
Wzrastające wyzwania związane ze zmianą klimatu oraz rosnące
oczekiwania dotyczące zrównoważonego zarządzania stawiają przed
firmami zsektora energetycznego konieczność uwzględnienia analizy
ryzyka fizycznego jako kluczowego elementu długoterminowej
strategii rozwoju. Wobliczu narastającego kryzysu klimatycznego
oraz rosnących oczekiwań rynkowych iregulacyjnych, Grupa ORLEN
podjęła decyzję ousprawnieniu zarządzania ryzykiem fizycznym
wynikającym ze zmiany klimatu. Szczegółowy opis struktury
zarządzania zrównoważonym rozwojem iklimatem wGrupie ORLEN
został przedstawiony wczęści Ład korporacyjny tego raportu.
Grupa ORLEN w2020 roku rozpoczęła analizy scenariuszy ryzyk
wynikających ze zmiany klimatu dla ryzyk fizycznych iryzyk
transformacji energetycznej, uwzględniając perspektywę podwójnej
istotności. Identyfikacja ryzyk związanych ze zmianą klimatu,
wperspektywie krótko, średnio idługoterminowej jest zadaniem
wymagającym ciągłej analizy ze względu na zmieniające się
wytyczne iregulacje jak również przyspieszającą zmianę klimatu
izmieniające się ryzyka ztym związane. W2023 roku analizy wpływu
ryzyk fizycznych na aktywa spółek zGrupy ORLEN związane były
również zdostosowaniem się do nowych wymogów Europejskiego
Systemu Raportowania Zrównoważonego Rozwoju (ESRS) oraz
Taksonomii. Dzięki ciągłemu procesowi dostosowywania się do zmian
wregulacjach iprowadzeniu systematycznych analiz zwiększa się
świadomość iwiedza pracowników na temat potencjalnych ryzyk
klimatycznych oraz ich wpływu na aktywa spółki.
Bezpieczeństwo
Procesowe /
Przeciwdziałanie
awariom
przemysłowym
wKoncernie
• Poważne awarie przemysłowe oraz awarie
podczas transportu / przeładunku niebezpiecznych
substancji chemicznych
• Uszczerbek na zdrowiu / śmierć na terenie zakładu
produkcyjnego lub obiektów GK ORLEN wwyniku
poważnej awarii przemysłowej.
• Straty materialne, reputacji oraz operacyjne
wwyniku awarii przemysłowej/ awarii technicznej
• Funkcjonowanie iprzestrzeganie procedur, instrukcji,
uwierzytelnianie / zatwierdzanie ryzyk procesowych
poprzez Komisje Bezpieczeństwa Procesowego.
Identyfikacja ryzyk na każdym etapie życia instalacji
(HAZOP), stosowanie czynnych ibiernych systemów
bezpieczeństwa, rozwiązania organizacyjno-techniczne
wzakresie zapewnienia ciągłości działania wsytuacjach
awaryjnych. Przestrzeganie isystemowa realizacja
elementów Systemu Zarządzania Bezpieczeństwem
Procesowym
Zarządzanie
chemikaliami
itransport
materiałów
niebezpiecznych
• Brak zgodności zprzepisami wzakresie
postępowania zsubstancjami chemicznymi
• Wypadki / awarie podczas transportu / przeładunku
substancji chemicznych
• Realizowanie zapisów KSP zuwzględnieniem
delegowania odpowiedzialności, wprowadzenie
Systemu Zarządzania Bezpieczeństwem Procesowym
wORLEN
Działania
pracowników
ipodwykonawców
• Działania pracowników ipodwykonawców
prowadzące do naruszenia prawa wzakresie BHP
• Weryfikowanie iopiniowanie umów zpodwykonawcami
pod kątem posiadanych certyfikatów bezpieczeństwa
iklauzul bezpieczeństwa, wdrożenie Kompleksowego
Systemu Prewencji. Funkcjonowanie rozbudowanego
systemu szkoleń, wtym uruchomienie wCentrum
Szkoleniowego wORLEN. Realizacja programów
informacyjnych, edukacyjnych imotywacyjnych
5. Działalność operacyjna
215Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Ryzyka fizyczne
SCHEMAT 21
Ryzyka fizyczne
Typ szansy Opis ryzyka Wpływ finansowy Działania zapobiegawcze
Gwałtowne
• Intensywne opady deszczu
• Większe podobieństwo
lokalnych zalań wywołane przez
nieregularne opady
• Gwałtowne zamrożenia
iodmrożenia wody igruntów
• Nawałnice, wiatry, trąby
powietrzne
• Powodzie wybrzeżne
• Upały (przynajmniej 3 dni zrzędu
ztemperaturami powyżej
30 stopni)
• Pożary
• Duże skoki temperatur
• Gwałtowne zmiany ciśnienia
• Osuwiska gruntu
• Wyższe koszty przez
potrzebę częstej naprawy
urządzeń uszkodzonych
przez ekstremalne warunki
pogodowe
• Częstotliwość pożarów
podwyższa koszty utrzymania
straży pożarnej na zakładach
produkcyjnych
• Wyższe koszty operacyjne,
spowodowane mniejszą
wydajnością pracowników
• Wyższe koszty przez
potrzebę częstej naprawy
urządzeń uszkodzonych przez
podwyższone temperatury
• Niedobór wody utrudnia
działalność urządzeń iwpływa
na produktywność co się
przekłada na dochody -
potrzebne dodatkowe
inwestycje wcelu zapewnienia
dostaw wody
• Podwyższone koszty
ubezpieczeniowe ze względu
na podwyższone ryzyko
Powodzie idostęp do wody:
• Inwestycje wnowe technologie
wsystemie wodno-ściekowym
wwysokości 25 mln PLN
• Wdrożenie norm istandardów
ochrony przeciwpożarowej
• Zmniejszenie poboru wody w2020
roku o55% wobec roku 1980
• Wdrażanie najlepszych praktyk
iinstrumentów zarządzania
gospodarką wodną wzakładach
przemysłowych
Pożary iekstremalne temperatury
• Wdrażanie systemów
ostrzegawczych iulepszanie
technologii przeciwpożarowych
• Wdrożenie ryzyk klimatycznych do
zarządzania ochroną pożarową
ORLEN2030 / ORLEN Net-Zero 2050:
• Redukcja emisji wcelu poprawy
jakości powietrza iograniczenia
globalnego ocieplenia
Chroniczne
• Podniesienie się poziomu wód
• Wysokie temperatury
wprzedłużonym czasie
• Większe zapotrzebowanie na
wodę
• Susze
• Ograniczenia wdostępie do wody
zrzek iwód gruntowych
5. Działalność operacyjna
TABELA 40
216Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Ryzyka transformacji energetycznej
Typ szansy Opis ryzyka Wpływ finansowy
Regulacyjne
• Rewizja systemu ETS (europejski system handlu
emisjami)
• ETS dla sektorów budownictwa itransportu
• Wyeliminowanie darmowych uprawnień do emisji
gazów cieplarnianych
• Szybszy niż zakładano wzrost cen CO
2
wEU ETS
• Rewizja Dyrektywy EED (efektywność energetyczna),
która zakłada podniesienie celu poprawy efektywności
energetycznej z32,5% do 36-39% oraz przewiduje
szereg działań inarzędzi mających zrealizować ten cel
• Propozycja Dyrektywy REDIII (odnawialne źródła energii)
- OZE zudziałem 40% lub 45% wmiksie energetycznym
UE
• Rewizja Dyrektywy ETD (opodatkowanie energii)
• Znaczące podniesienie standardów środowiskowych dla
nowych pojazdów spalinowych, czyli mniej samochodów
imniejsze zużycie paliw, możliwy zakaz sprzedaży
nowych samochodów zsilnikiem spalinowym wUE od
2035 roku
• Rozporządzenie ws. Taksonomii UE
• Poszerzenie wymogów raportowania
• Mniejsze dochody ze sprzedaży paliw przez
zmniejszaną liczbę dopuszczalnych pojazdów
• Wyższe koszty cen do uprawnień emisji gazów GHG
powodują zwiększone koszty operacyjne
• Możliwe kary finansowe za nieosiągnięcie
zrewizytowanych celów dyrektyw EED iREDIII
• Niższe dochody ze sprzedaży paliw przez
zwiększone opodatkowanie
• Trudności wzakresie finansowania nie uznawanych
za zrównoważone przez Taksonomię UE
• Wyższe koszty operacyjne przez konieczność
szerszego raportowania
Rynkowe
• Wyższe koszty tradycyjnych surowców przez
zwiększoną presję na dekarbonizację
• Zmiana preferencji konsumentów inawyków
transportowych
• Wzrost konkurencji na rynku mobilności wynikająca
zelektryfikacji transportu (EV iładowarki)
• Szybki wzrost konkurencji prywatnej (prosument) wPV
• Międzynarodowi gracze-konkurencji wenergetyce
offshore
• Wyższe imniej przewidywalne koszty zaopatrzenia
wsurowce energetyczne
• Mniejsze dochody wsegmentach rafineria
ipetrochemia oraz radykalną zmianę wkierunku
elektromobilności oraz recyklingu
• Mniejsze dochody wenergetyce iwdystrybucji gazu
przez radykalną redukcję zapotrzebowania energii
elektrycznej iciepła, m.in. przez tzw. energetykę
rozproszoną
• Mniejsze dochody wenergetyce przez zwiększoną
obecność międzynarodowej konkurencji działającej
wenergetyce nisko- izero emisyjnej
• Obniżenie wartości aktywów przez mniejszą
atrakcyjność spółki opartej na wysokoemisyjnej
działalności
5. Działalność operacyjna
TABELA 41
217Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Technologiczne
• Słabo rozwinięta polska infrastruktura
elektroenergetyczna, niedostosowana do ambicji
rozwoju energetyki opartej na OZE
• Wzrost zapotrzebowania wodoru, biometanu ipaliw
alternatywnych wenergetyce, transporcie iprzemyśle
• Brak odpowiednich kompetencji wprodukcji baterii
imagazynowania energii elektrycznej
• Szybsza zmiana technologiczna niż zakładano
welektromobilności iwenergetyce
• Niepewność co do niezawodności iskalowalności
nowych rozwiązań technologicznych
• Niemożliwość osiągnięcia założonych celów
finansowych przez braki infrastrukturalne wsieci
elektroenergetycznej
• Zbyt szybki rozwój alternatywnych napędów może
ograniczyć zyski
• Konieczność większych inwestycji niż zakładano
wB&R iinnowację iwprzystosowanie się do nowych
technologii
• Brak zakładanych zwrotów zinwestycji
winnowacyjne technologie
Reputacja
• Zwiększone obawy interesariuszy co do wyceny
iodpowiedzialności sektora za zmiany klimatu
• Coraz gorszy wizerunek sektora paliwowego
ipetrochemicznego wkontekście zmian klimatu -
stygmatyzacja sektora
• Trudności wpozyskaniu finansowania
• Mniejsze przychody przez zły wizerunek firmy
• Większe koszty pozyskiwania iutrzymania
pracowników
5. Działalność operacyjna
218Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5. Działalność operacyjna
5.9. Istotne umowy, transakcje ipostępowania
5.9.1. Istotne umowy
Zestawienie znaczących umów, októrych informowano wkomunikatach bieżących.
IIkwartał
III kwartał
Zakończenie realizacji środków zaradczych wynikających zwarunkowej decyzji Komisji Europejskiej wsprawie przejęcia przez
ORLEN kontroli nad Grupą LOTOS.
Raport bieżący nr 19/2023
07.04.2023
ORLEN S.A. podpisał umowę, wwykonaniu której przejmie sieć stacji paliw wAustrii.
Raport bieżący nr 33/2023
04.07.2023
Podpisanie przez spółkę Baltic Power sp. zo.o. umowy kredytowej na finansowanie projektu budowy Morskiej Farmy Wiatrowej
zlokalizowanej wPolskiej Wyłącznej Strefie Ekonomicznej na Morzu Bałtyckim.
Raport bieżący nr 41/2023
19.09.2023
Rok 2023
Umowa zpodmiotem uprawnionym do
badania sprawozdań finansowych
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 półrocza
2024 roku.
5.9.2. Inne transakcje
ipostępowania
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.
219Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
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 zpozostałych przychodów operacyjnych 139 mln PLN
ztytułu zawartej Ugody.
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.
5. Działalność operacyjna
220Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Spór POLWAX S.A. - ORLEN Projekt S.A.
1) 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.
2) 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.
Wdniu 18 kwietnia 2024 roku ORLEN Projekt wniósł apelację od
wyroku Sądu Okręgowego wRzeszowie wzakresie kwoty 36 mln
PLN. POLWAX również wniesie apelację od wyroku Sądu Okręgowego
wRzeszowie.
3) 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 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.
4) 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.
5. Działalność operacyjna
221Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
5) 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 roku. 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.
6) 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.
Oczekiwanie na wyznaczenie terminu posiedzenia wsprawie.
Wocenie ORLEN Projekt roszczenie jest bezpodstawne wzwiązku,
zczym Grupa nie rozpoznała rezerwy.
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:
• 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,
• 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,
• 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,
• 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.
5. Działalność operacyjna
222Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
(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 ww.prac
dodatkowych.
Wartość utworzonych rezerw ztytułu toczącego się postępowania
zElektrobudową na dzień 31 grudnia 2023 roku wyniosła 68 mln PLN.
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%.
5. Działalność operacyjna
223Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
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).
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.
5. Działalność operacyjna
224Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
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.
5. Działalność operacyjna
225Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
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).
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.
5. Działalność operacyjna
226Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
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.
Istotne postępowania toczące się
przed sądem, organem właściwym dla
postępowania arbitrażowego lub organem
administracji publicznej których stroną
pozwaną lub powodem były spółki Grupy
Energa
Pozew wzajemny ozapłatę kar umownych za
opóźnienie wrealizacji umowy dotyczącej realizacji
dostawy oraz uruchomienia infrastruktury licznikowej
- Energa Operator S.A. (pozwany)
Energa Operator SA nie uznaje roszczenia wżadnej części. Trwa
postępowanie dowodowe przed Sądem Iinstancji. Stronom
doręczono opinię biegłego istrony złożyły stanowiska co do tej opinii.
Na dzień aktualizacji niniejszej sprawy Sąd zobowiązał biegłego do
odniesienia się do stanowisk. Wartość przedmiotu sporu: około 157
mln PLN.
Pozew ostwierdzenie nieważności umowy
dotyczącej realizacji dostawy oraz uruchomienia
infrastruktury licznikowej wEtapie II - Energa
Operator S.A. (pozwany)
Wartość przedmiotu sporu: około 78 mln PLN.
5. Działalność operacyjna
227Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Pozew ozapłatę odszkodowania za czyny
niedozwolone/czyny nieuczciwej konkurencji -
Energa Operator S.A. (pozwany)
Energa Operator SA kwestionuje zasadność tego powództwa
iwodpowiedzi na pozew zdnia 30 kwietnia 2018 roku wniosła
ooddalenie powództwa. Sąd na podstawie art. 177 § 1 pkt 1) k.p.c.
zawiesił postępowanie wsprawie. Postanowienie to Energa Operator
SA zaskarżyła zażaleniem, które zostało oddalone. Postępowanie jest
zawieszone. Wartość przedmiotu sporu: około 174 mln PLN.
Pozew ozapłatę ztytułu obniżenia ceny
kontraktowej - Energa Kogeneracja Sp. zo.o. (powód)
Mostostal Warszawa S.A. (pozwany)
Energa Kogeneracja Sp. zo.o. wniosła ozasądzenie od Mostostal
Warszawa S.A. kwoty ok. 114,4 mln zł, na którą składają się: ok. 22,6
mln zł tytułem kar umownych, ok. 90,3 mln zł tytułem obniżenia
wynagrodzenia oraz ok. 1,5 mln zł tytułem skapitalizowanych odsetek.
Wodpowiedzi na pozew zdnia 15 grudnia 2017 roku Mostostal
Warszawa S.A. wniósł ooddalenie powództwa wcałości iwniósł
pozew wzajemny ozasądzenie od Energa Kogeneracja Sp. zo.o.
kwoty ok. 7,8 mln zł, na którą to kwotę składają się: ok. 7,4 mln zł
tytułu zwrotu nienależnie pobranej gwarancji bankowej oraz ok. 0,4
mln zł ztytułu skapitalizowanych odsetek. Wsprawie odbyła się
jedynie jedna rozprawa wprzedmiocie opozycji Mostostal Warszawa
S.A. wobec wstąpienia do sprawy interwenienta ubocznego – Ministra
Energii (którego zadania po reorganizacji przejął Minister Klimatu).
Opozycja Mostostal Warszawa S.A. wobec wstąpienia do sprawy
interwenienta ubocznego została oddalona, wzwiązku zczym
interwenient uboczny nadal występuje wprocesie. Sąd dopuścił
wsprawie dowód zopinii instytutu naukowo–badawczego wtrybie
zabezpieczenia. Dotychczas opinia nie została jednak sporządzona
albowiem żaden zinstytutów, do których sąd zwrócił się zpytaniem
omożliwość sporządzenia opinii, nie potwierdził takiej możliwości
(zarówno wPolsce, jak iza granicą). Aktualnie strony oczekują na
odpowiedz zinstytutów wSztokholmie, Hamburgu oraz Wiedniu.
Pismem zdnia 9 grudnia 2022 roku Energa Kogeneracja Sp. zo.o.
wskazała WAT, jako podmiot do wykonania opinii wsprawie. Sąd
skierował do WAT zapytanie omożliwość wykonania opinii. Sąd
Okręgowy wGdańsku postanowieniem zdnia 6 grudnia 2023
roku na podstawie art. 177 §1 pkt 4) k.p.c. postanowił zawiesić
postępowanie do czasu prawomocnego zakończenia sprawy
toczącej się wProkuraturze Regionalnej wGdańsku pod sygnaturą
RP IDs. 39.2016. Spółka postanowiła wystąpić do Sądu opisemne
uzasadnienie tego postanowienia. Wartość przedmiotu sporu (po
rozszerzeniu powództwa): około 114,4 mln PLN, zpozwu wzajemnego
około 7,8 mln PLN.
Zaskarżenie Uchwały nr 3 Nadzwyczajnego Walnego
Zgromadzenia Spółki zdnia 29 października 2020
roku - akcjonariusze Spółki (powodowie) Energa S.A.
(pozwana)
9 grudnia 2020 roku Zarząd Energa SA powziął informację
owydaniu wdniu 7 grudnia 2020 roku przez Sąd Okręgowy
wGdańsku, IX Wydział Gospodarczy, postanowienia oudzieleniu
akcjonariuszom Spółki zabezpieczenia roszczenia ouchylenie
uchwały nr 3 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia Spółki zdnia
29 października 2020 roku wsprawie wycofania zobrotu na rynku
regulowanym prowadzonym przez Giełdę Papierów Wartościowych
wWarszawie S.A. 269.139.114 akcji Spółki zwykłych na okaziciela serii
AA ioznaczonych wKrajowym Depozycie Papierów Wartościowych
S.A. kodem ISIN PLENERG00022 („Uchwała”), poprzez wstrzymanie
jej wykonania na czas trwania postępowania. Skutkiem wydania
postanowienia jest wstrzymanie wykonalności Uchwały. Wniosek
ozabezpieczenie www. sprawie został wniesiony razem zpozwem
ouchylenie Uchwały. Energa SA złożyła zażalenie na postanowienie
ozabezpieczeniu oraz odpowiedź na pozew wterminie iwsposób
przewidziany przez obowiązujące przepisy prawne (odpowiednio:
dnia 21 stycznia 2021 roku oraz 7 stycznia 2021 roku). Do sprawy
przystąpił Przewodniczący Komisji Nadzoru Finansowego. Wdniu
24 lutego 2021 roku powodowie złożyli replikę na odpowiedź na
pozew. Zarządzeniem zdnia 21 września 2021 roku Sąd zobowiązał
pełnomocnika Spółki do złożenia pisma procesowego, wktórym
odniesie się do twierdzeń wskazanych wreplice. Pismem zdnia 25
października 2021 roku wimieniu Spółki złożona została replika
na replikę na odpowiedź na pozew (duplika). Dnia 21 kwietnia 2021
roku Energa SA otrzymała rozstrzygnięcie złożonego zażalenia
na postanowienie wprzedmiocie zabezpieczenia roszczenia.
Postanowieniem zdnia 12 kwietnia 2021 roku Sąd zmienił
postanowienie oudzieleniu zabezpieczenia zdnia 7 grudnia 2020
roku wten sposób, że uzależnił jego wykonanie od złożenia przez
powodów kaucji wwysokości 1.360.326,23 zł. Kaucja nie została
wniesiona. Wdniu 11 marca 2022 roku Przewodniczący Komisji
Nadzoru Finansowego złożył stanowisko wsprawie uznając, że
stanowisko, wświetle którego cena wwezwaniu powinna być
określana według wartości godziwej, wsytuacji gdy możliwe jest jej
określenie zgodnie zkursem notowań jest sprzeczne zprzepisami
ustawy oofercie publicznej iwarunkach wprowadzania instrumentów
finansowych do zorganizowanego systemu obrotu oraz ospółkach
publicznych. Wdniu 22 marca 2022 roku pełnomocnik Spółki
złożył wniosek dowodowy. Wdniu 11 kwietnia 2022 roku odbyła
się rozprawa, na której m.in. Sąd postanowił oddalić dowód zopinii
biegłego, zamknął rozprawę oraz odroczył ogłoszenie wyroku do 11
maja 2022 roku. Wdniu 11 maja 2022 roku Sąd Okręgowy wGdańsku
wydał wyrok, wktórym oddalił wniesione powództwo wcałości oraz
zasądził zwrot kosztów procesu od powodów na rzecz Spółki. Wdniu
1 lipca 2022 roku sporządzone zostało uzasadnienie tego wyroku.
Wdniu 26 września 2022 roku pełnomocnikom Spółki doręczony
został odpis apelacji powodów zdnia 8 sierpnia 2022 roku. Wdniu
10 października 2022 roku wimieniu Spółki złożona została
odpowiedź na apelację. Wdniu 27 marca 2023 roku do Kancelarii
wpłynęło pismo pełnomocnika powodów informujące Sąd owydaniu
przez Sąd Okręgowy wGdańsku wyroku zdnia 30 listopada 2022
roku wsprawie osygn. IX GC 1164/20. Wdniu 13 kwietnia 2023
roku wimieniu Spółki złożony został wniosek ozobowiązanie do
złożenia pisma przygotowawczego. Wdniu 26 kwietnia 2023 roku
5. Działalność operacyjna
228Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
pełnomocnicy Spółki złożyli pismo przygotowawcze pozwanej.
Zgodnie zpismem zdnia 16 maja 2023 roku akta sprawy zostały
wypożyczone Prokuraturze Okręgowej wGdańsku (akta sprawy
zostały zwrócone wdniu 22 maja 2023 roku). Wdniu 6 grudnia 2023
roku wimieniu Spółki zostało wysłane pismo procesowe informujące
owydaniu przez Sąd Najwyższy wyroku wsprawie osygn. akt II CSKP
1365/22, wktórym Sąd dokonał interpretacji pojęcia wartości godziwej
zustawy oofercie publicznej. Wdniu 29 lutego 2024 roku wPortalu
Informacyjnym Sądów Powszechnych pojawiło się zawiadomienie
owyznaczeniu terminu rozprawy na dzień 6 września 2024 roku.
Roszczenie ma charakter majątkowy niepieniężny.
Zaskarżenie Uchwały nr 3 Nadzwyczajnego Walnego
Zgromadzenia Spółki zdnia 29 października 2020
roku akcjonariusze Spółki (powodowie) Energa S.A.
(pozwana)
16 grudnia 2020 roku Zarząd Energa SA powziął informację owydaniu
wdniu 10 grudnia 2020 roku przez Sąd Okręgowy wGdańsku, IX
Wydział Gospodarczy postanowienia oudzieleniu akcjonariuszom
Spółki zabezpieczenia roszczenia ostwierdzenie nieważności lub
uchylenie uchwały nr 3 Nadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia
Spółki zdnia 29 października 2020 roku wsprawie wycofania
zobrotu na rynku regulowanym prowadzonym przez Giełdę Papierów
Wartościowych wWarszawie S.A. 269.139.114 akcji Spółki zwykłych na
okaziciela serii AA ioznaczonych wKrajowym Depozycie Papierów
Wartościowych S.A. kodem ISIN PLENERG00022 („Uchwała”),
poprzez wstrzymanie jej wykonania na czas trwania postępowania.
Skutkiem wydania postanowienia jest wstrzymanie wykonalności
Uchwały. Wniosek ozabezpieczenie www. sprawie został wniesiony
razem zpozwem ostwierdzenie nieważności lub uchylenie Uchwały.
Energa SA złożyła zażalenie na postanowienie ozabezpieczeniu
oraz odpowiedź na pozew wterminie iwsposób przewidziany przez
obowiązujące przepisy prawne (odpowiednio: wdniu 12 stycznia
2021 roku oraz 25 lutego 2021 roku). Wdniu 8 czerwca 2021 roku
do Sądu wpłynęła replika powodów na odpowiedź na pozew.
Zarządzeniem zdnia 16 listopada 2021 roku Sąd zobowiązał spółkę
do ustosunkowania się do twierdzeń zawartych www. replice oraz
zobowiązał pełnomocników stron do przedstawienia listy pytań do
świadków wnioskowanych wpozwie. Wdniu 13 grudnia 2021 roku
Spółka złożyła replikę na odpowiedź na pozew (duplika). Wtym
samym dniu wimieniu Spółki, wodpowiedzi na zobowiązanie
Sądu, złożono listę pytań do wskazanych świadków. Wdniu 14
kwietnia 2021 roku Energa SA powzięła informację orozstrzygnięciu
złożonego zażalenia na postanowienie wprzedmiocie zabezpieczenia
roszczenia. Postanowieniem zdnia 12 kwietnia 2021 roku Sąd zmienił
postanowienie oudzieleniu zabezpieczenia zdnia 10 grudnia 2020
roku wten sposób, że uzależnił jego wykonanie od złożenia przez
powodów kaucji wwysokości 1.360.326,23 zł. Kaucja, wkwocie
1.360.326,23 zł, na zabezpieczenie roszczeń Spółki powstałych
wwykonaniu postanowienia ozabezpieczeniu została wpłacona przez
jednego zpowodów na rachunek Sądu Okręgowego wGdańsku.
Wdniu 29 grudnia 2021 roku na adres pełnomocników Spółki,
wpłynął wniosek powodów zdnia 20 grudnia 2021 roku oobniżenie
wysokości kaucji. Zarządzeniem z24 stycznia 2022 roku Sąd
wyznaczył Spółce termin na złożenie odpowiedzi na ww. wniosek.
Wdniu 1 lutego 2022 roku wimieniu Spółki złożono odpowiedź na
wniosek powodów oobniżenie wysokości kaucji. Postanowieniem
zdnia 24 stycznia 2022 roku Spółka została zobowiązana do złożenia
dokumentów wterminie 14 dni. Wdniu 8 lutego 2022 roku wimieniu
Spółki złożono odpowiedź na zobowiązanie Sądu. Postanowieniem
zdnia 25 kwietnia 2022 roku Sąd obniżył wysokość kaucji na
zabezpieczenie roszczeń Spółki zkwoty 1.360.326,23 zł do kwoty
500.000,00 zł. Wdniu 13 maja 2022 roku odbyła się rozprawa.
Zgodnie zzarządzeniem Sądu posiedzenie odbyło się przy drzwiach
zamkniętych. Rozprawa została odroczona do dnia 1 lipca 2022
roku. Wdniu 1 lipca 2022 roku odbyła się kolejna rozprawa, na której
Sąd m.in. postanowił pominąć wniosek odopuszczenie dowodu
zopinii biegłego. Sąd postanowił odroczyć rozpoznanie sprawy na
termin wyznaczony zurzędu. Wdniu 6 lipca 2022 roku na adres
pełnomocników Spółki wpłynął wniosek dowodowy powodów. Wdniu
7 września 2022 roku pełnomocnicy Spółki odebrali postanowienie
ozamknięciu rozprawy oraz zobowiązanie do zajęcia ostatecznego
stanowiska wsprawie wterminie 21 dni. Wdniu 28 września 2022
roku wimieniu Spółki wysłano ostateczne stanowisko wsprawie.
Wdniu 4 października 2022 roku na adres pełnomocników Spółki
doręczone zostało ostateczne stanowisko powodów wsprawie.
Wyrokiem zdnia 30 listopada 2022 roku Sąd Okręgowy wGdańsku
oddalił powództwo ostwierdzenie nieważności Uchwały oraz uchylił
Uchwałę izasądził od pozwanej na rzecz powodów zwrot kosztów
sądowych. Wdniu 13 grudnia 2022 roku pełnomocnicy Spółki
wystąpili zwnioskiem osporządzenie idoręczenie uzasadnienia
całości wyroku wydanego wdniu 30 listopada 2022 roku. Wdniu
31 stycznia 2023 roku sporządzone zostało uzasadnienie wyroku.
Sąd zarządził również wydłużenie terminu na wniesienie apelacji
wtej sprawie do trzech tygodni od dnia doręczenia pozwanej
odpisu wyroku wraz zuzasadnieniem. Dnia 9 marca 2023 roku
pełnomocnicy Spółki wysłali apelację od wyroku Sądu zdnia 30
listopada 2022 roku. Akta sprawy zostały przekazane do Sądu
Apelacyjnego wGdańsku, sprawa toczy się pod sygnaturą IAGa
52/23. Pełnomocnicy Spółki odebrali odpis odpowiedzi na apelację
wdniu 23 czerwca 2023 roku. Natomiast wdniu 28 czerwca 2023
roku wimieniu Spółki do Sądu wysłany został wniosek owyrażenie
zgody na złożenie pisma przygotowawczego (repliki na odpowiedź
na apelację). Wdniu 27 września 2023 roku wimieniu Spółki wysłane
zostało pismo procesowe - wniosek oprzyspieszenie rozpoznania
wniosku z28 czerwca 2023 roku owyrażenie zgody na złożenie
pisma przygotowawczego (repliki na odpowiedź na apelację). Wdniu
8 listopada 2023 roku na adres pełnomocników Spółki zostało
doręczone pismo zSądu Apelacyjnego wGdańsku, wktórym
poinformowano ozezwoleniu na złożenie repliki na odpowiedź
na apelację oraz pisma Interwenienta ubocznego zdnia 21 marca
2023 roku i4 października 2023 roku. Wdniu 29 listopada 2023
roku wimieniu Spółki została wysłana replika na odpowiedź na
apelację. Wdniu 8 grudnia 2023 roku wPortalu Informacyjnym Sądów
Powszechnych pojawiło się zawiadomienie owyznaczeniu terminu
rozprawy zdalnej na dzień 29 lutego 2024 roku. Wdniu 29 lutego
2024 roku odbyła się rozprawa. Sąd odroczył ogłoszenie wyroku
do 21 marca 2024 roku. Wdniu 21 marca 2024 roku Sąd Apelacyjny
wGdańsku, wcałości oddalił apelację wniesioną przez Spółkę
oraz zasądził od Spółki na rzecz powodów koszty postępowania
apelacyjnego, wtym koszty zastępstwa procesowego. Wyrok jest
prawomocny zdniem wydania.
5. Działalność operacyjna
229Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Zaskarżenie Uchwały nr 5 Zwyczajnego Walnego
Zgromadzenia Spółki zdnia 20 maja 2022 roku
akcjonariusze Spółki (powodowie) Energa S.A.
(pozwana)
Wdniu 20 maja 2022 roku Zwyczajne Walne Zgromadzenie Energa
SA podjęło uchwałę opodziale zysku netto za rok obrotowy 2021
iprzeznaczeniu całości wypracowanego zysku netto za rok obrotowy
2021 na kapitał rezerwowy („Uchwała”). Akcjonariusze Spółki
zaskarżyli Uchwałę, wnosząc pozew ouchylenie Uchwały. Pozew
zdnia 20 czerwca 2022 roku został doręczony Enerdze wdniu 5
sierpnia 2022 roku. Odpowiedź na pozew wimieniu Spółki została
złożona wdniu 5 września 2022 roku. Wodpowiedzi na zobowiązanie
sądu, pismem zdnia 7 października 2022 roku powodowie wnieśli
replikę na odpowiedź na pozew. Zarządzeniem zdnia 24 października
2022 roku Sąd zobowiązał pełnomocnika Spółki do złożenia pisma
procesowego, wktórym odniesie się do wniosków itwierdzeń
podniesionych wreplice powodów. Wdniu 6 grudnia 2022 roku
wimieniu Spółki złożone zostało pismo procesowe (odpowiedź
na replikę na odpowiedź na pozew-duplika), wktórym odniesiono
się do wniosków itwierdzeń podniesionych wreplice powodów.
Zarządzeniem z11 stycznia 2023 roku Sąd zawiadomił owyznaczeniu
terminu rozprawy na dzień 3 kwietnia 2023 roku. Sąd zobowiązał
również pełnomocnika powodów do przedłożenia wyciągu zrachunku
papierów wartościowych potwierdzających transakcje dokonywane
przez nich na akcjach Spółki. Sąd zobowiązał także pełnomocnika
Spółki do przedłożenia protokołu ZWZ Spółki zdnia 20 maja
2022 roku, razem zlistą obecności oraz zapisem obrazu idźwięku
zobrad ZWZ. Wdniu 7 lutego 2023 roku wimieniu Spółki zostało
wykonane zobowiązanie Sądu. Wdniu 22 lutego 2023 roku na
adres pełnomocników Spółki doręczone zostało pismo powodów –
wykonanie zobowiązania Sądu. Wdniu 3 kwietnia 2023 roku odbyła
się pierwsza rozprawa wsprawie, na której przesłuchani zostali dwaj
świadkowie. Na rozprawie wydane również zostało postanowienie
orozpoznaniu sprawy przy drzwiach zamkniętych. Rozprawa została
odroczona do dnia 27 lipca 2023 roku. Na termin został wezwany
jeden świadek. Kolejna rozprawa została wyznaczona na dzień
16 listopada 2023 roku. Wdniu 16 września 2023 roku wPortalu
Informacyjnym Sądów Powszechnych pojawiło się zawiadomienie
oodwołaniu terminu rozprawy planowanej na 16 listopada 2023 roku,
atakże wezwanie osoby upoważnionej do reprezentowania Spółki
do osobistego stawiennictwa celem przesłuchania wcharakterze
strony pod rygorem pominięcia dowodu na rozprawę, która odbędzie
się wdniu 9 stycznia 2024 roku. Wdniu 9 stycznia 2024 roku odbyła
się rozprawa, Sąd odroczył ogłoszenie wyroku do dnia 23 stycznia
2024 roku. Wyrokiem zdnia 23 stycznia 2024 roku Sąd Okręgowy
wGdańsku oddalił powództwo izasądził od powodów na rzecz
pozwanej zwrot kosztów sądowych. Zarówno powodowie jak iSpółka
złożyli wnioski ouzasadnienie wyroku. Wdniu 9 lutego 2024 roku na
adres pełnomocników Spółki wpłynął wyrok wraz zuzasadnieniem.
Wdniu 28 lutego 2024 roku do Sądu Okręgowego wGdańsku
wpłynęła apelacja powodów od wyroku zdnia 23 stycznia 2024
roku. Wdniu 29 lutego 2024 roku akta sprawy przekazano do Sądu
Apelacyjnego wGdańsku celem rozpatrzenia apelacji. Na tym etapie
trudno jest oszacować jaki będzie dalszy rozwój sprawy. Powodowie
określili wpozwie wartość przedmiotu sporu („WPS”) wwysokości
210 mln zł (zysk netto Spółki osiągnięty w2021 roku). WPS nie jest
uwzględniana, zuwagi na to, że pomimo tego, że roszczenie ma
charakter majątkowy ipieniężny wrozumieniu przepisów Kodeksu
postępowania cywilnego, to ewentualne negatywne rozstrzygnięcie
sporu nie spowoduje konieczności wypłaty przez Spółkę żadnych
środków pieniężnych, poza kosztami procesu (kosztami sądowymi
ikosztami zastępstwa procesowego). Ewentualne negatywne skutki
dla Spółki mogłyby mieć dopiero dalsze działania (procesowe
ikorporacyjne) akcjonariuszy, niepowiązane bezpośrednio
zprzedmiotem postępowania, których ryzyko podjęcia (iskutki
finansowe) trudno byłoby wtej chwili przewidzieć. Roszczenie ma
charakter majątkowy pieniężny, przy czym ewentualne negatywne
rozstrzygnięcie sporu nie spowoduje konieczności wypłaty przez
Spółkę żadnych środków pieniężnych, poza kosztami procesu.
Powództwa ozapłatę odszkodowań ztytułu
niewykonywania przez Energa Obrót SA umów
sprzedaży praw majątkowych wynikających ze
świadectw pochodzenia (CPA)
Pozew został złożony wdniu 30 grudnia 2020 roku. Odpowiedź
na pozew została udzielona wwymaganym terminie, tj. dnia 13
kwietnia 2021 roku. Wdniu 16 czerwca 2021 roku powodowie złożyli
replikę na odpowiedź na pozew. Wdniu 31 maja 2021 roku oraz
ponownie wdniu 25 czerwca 2021 roku Energa Obrót SA złożyła
wniosek ozobowiązanie do złożenia pisma przygotowawczego.
Wdniu 6 sierpnia 2021 roku odebrano postanowienie oskierowaniu
sprawy do mediacji oraz pismo sądowe informujące, iż decyzja
wprzedmiocie wniosku Energa Obrót SA owyrażenie zgody na
złożenie pisma przygotowawczego zostanie podjęta po zakończeniu
postępowania mediacyjnego. Wdniu 12 sierpnia 2021 roku otrzymano
pismo powodów informujące obraku zgody na mediację. Wdniu
30 listopada 2021 roku odebrano za pośrednictwem portalu
informacyjnego postanowienie zezwalające Energa Obrót SA (po
uprzednim złożeniu wniosku www. sprawie) na złożenie pisma
przygotowawczego, wktórym Energa Obrót SA ustosunkuje się do
repliki na odpowiedź na pozew. Wdniu 1 grudnia 2021 roku doręczono
pismo powodów wyrażające sprzeciw wobec wniosku Energa Obrót
SA ozezwolenie na złożenie pisma przygotowawczego. Wdniu 30
grudnia 2021 roku Energa Obrót SA złożyła pismo przygotowawcze
stanowiące duplikę na replikę na odpowiedź na pozew. Wdniach 7
lutego 2022 roku i6 czerwca 2022 roku wniniejszej sprawie odbyły
się rozprawy. Przeprowadzony został dowód zzeznań świadka. Wyrok
zostanie wydany na posiedzeniu niejawnym. Wdniu 27 czerwca
2022 roku Energa Obrót SA złożyła pismo przedstawiające końcowe
stanowisko, awdniu 30 czerwca 2022 roku doręczono pismo
przedstawiające końcowe stanowisko powodów. Wdniu 28 września
2022 roku doręczono wydany na posiedzeniu niejawnym wyrok
sądu Iinstancji zdnia 21 września 2022 roku zasądzający od Energa
Obrót SA łącznie 56 619 947,09 zł wraz zodsetkami ustawowymi
za opóźnienie od poszczególnych kwot cząstkowych, jak również
łącznie 1 175 051 zł tytułem zwrotu kosztów. Wdniu 29 września 2022
roku Energa Obrót SA złożyła wniosek osporządzenie pisemnego
uzasadnienia wyroku zdnia 21 września 2022 roku idoręczenie
5. Działalność operacyjna
230Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
odpisu wyroku zuzasadnieniem. Wdniu 12 stycznia 2023 roku Energa
Obrót SA doręczono odpis wyroku zdnia 21 września 2022 roku
wraz zuzasadnieniem. Wdniu 1 lutego 2023 roku Energa Obrót SA
złożyła apelację. Wdniu 3 kwietnia 2023 roku doręczono odpowiedź
na apelację. Wdniu 26 września 2023 r. Energa Obrót SA złożyła
wniosek opodjęcie niezbędnych kroków wcelu wyznaczenia składu
trzech sędziów do rozpoznania apelacji. Energa Obrót SA złożyła
kolejne pisma procesowe. Wartość przedmiotu sporu: łącznie około
56,6 mln PLN.
Zaskarżenie Uchwały nr 5 Zwyczajnego Walnego
Zgromadzenia Spółki zdnia 15 czerwca 2023 roku
akcjonariusze Spółki (powodowie) Energa S.A.
(pozwana)
Wdniu 15 czerwca 2023 r. Zwyczajne Walne Zgromadzenie Energa
SA podjęło uchwałę opodziale zysku netto za rok obrotowy 2022
iprzeznaczeniu całości wypracowanego zysku netto za rok obrotowy
2022 na kapitał zapasowy („Uchwała”). Akcjonariusze Spółki
zaskarżyli Uchwałę, wnosząc pozew ouchylenie ww. uchwały. Pozew
zdnia 14 lipca 2023 roku, doręczony został Enerdze SA wdniu 17
sierpnia 2023 roku. Odpowiedź na pozew wimieniu Spółki została
złożona wdniu 18 września 2023 roku. Wdniu 7 listopada 2023 roku
na adres pełnomocników Spółki wpłynęło pismo przygotowawcze
powodów zdnia 31 października 2023 roku (replika na odpowiedź
na pozew). Wdniu 9 listopada 2023 roku wimieniu Spółki został
wysłany wniosek pozwanej owyrażenie zgody na złożenie pisma
przygotowawczego. Wdniu 16 listopada 2023 roku wPortalu
Informacyjnym Sądów Powszechnych pojawiło się zarządzenie
owyznaczeniu terminu rozprawy na dzień 5 stycznia 2024 roku.
Wdniu 14 grudnia 2023 roku wimieniu Spółki zostało wysłane pismo
procesowe - duplika na odpowiedź na pozew. Wdniu 5 stycznia 2024
roku odbyła się rozprawa. Wdniu 23 stycznia 2024 roku Sąd wydał
postanowienie opominięciu wniosków dowodowych. Na tym etapie
trudno jest oszacować jaki będzie dalszy rozwój sprawy. Powodowie
określili wpozwie wartość przedmiotu sporu („WPS”) wwysokości
ok. 49,9 mln zł (zysk Spółki osiągnięty w2022 roku). WPS nie jest
uwzględniana, zuwagi na to, że pomimo tego, że roszczenie ma
charakter majątkowy ipieniężny wrozumieniu przepisów Kodeksu
postępowania cywilnego, to ewentualne negatywne rozstrzygnięcie
sporu nie spowoduje konieczności wypłaty przez Spółkę żadnych
środków pieniężnych, poza kosztami procesu (kosztami sądowymi
ikosztami zastępstwa procesowego). Ewentualne negatywne skutki
dla Spółki mogłyby mieć dopiero dalsze działania (procesowe
ikorporacyjne) akcjonariuszy, niepowiązane bezpośrednio
zprzedmiotem postępowania, których ryzyko podjęcia (iskutki
finansowe) trudno byłoby wtej chwili przewidzieć.
Roszczenia odszkodowawcze związane
zwypowiedzeniem bez zachowania okresu
wypowiedzenia Umowy Agencyjnej nr 1/2012 Eco dla
Firm (powód) Energa Obrót S.A. (pozwana)
Wpozwie zdnia 4 grudnia 2022 roku Eco dla Firm sp. zo.o. domaga
się zasądzenia od Energa Obrót SA kwoty 117 333 124,12 zł wraz
zodsetkami ustawowymi za opóźnienie tytułem odszkodowania
za poszczególne uszczerbki, które miały powstać wskutek
wypowiedzenia przez Energa Obrót SA Umowy Agencyjnej bez
zachowanie okresu wypowiedzenia. Wdniu 14 czerwca 2023 roku
Energa Obrót SA złożyła odpowiedź na pozew. Wdniu 7 lipca
2023 roku Energa Obrót SA doręczono odpis repliki na odpowiedź
na pozew. Wdniu 21 lipca 2023 roku Energa Obrót SA złożyła
duplikę na replikę na odpowiedź na pozew. Nastąpiła wymiana pism
procesowych. Wdniu 5 stycznia 2024 roku odbyła się rozprawa. Sąd
przeprowadził dowód zzeznań świadków. Kolejny termin rozprawy
został wyznaczony na 14 czerwca 2024 roku. Wartość przedmiotu
sporu: około 117,3 mln PLN.
Poza postępowaniami opisanymi powyżej Grupa nie zidentyfikowała
innych istotnych zobowiązań warunkowych.
5. Działalność operacyjna
231Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
6
Wyniki finansowe
Grupy ORLEN
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
6.1 Wyniki finansowe
6.2 Zarządzanie zasobami finansowymi
6.3 Realizacja zamierzeń inwestycyjnych
6.4 Perspektywy rozwoju działalności
232Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
6.1. Wyniki finansowe
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
Wpływ konfliktu zbrojnego wUkrainie na
działalność operacyjną ifinansową grupy
Wpływ konfliktu zbrojnego na działalność operacyjną iwyniki
finansowe Grupy ORLEN został opisany wpkt 8 Skonsolidowanego
Sprawozdania Finansowego za 2023 rok.
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śródrocznym skróconym skonsolidowanym sprawozdaniu
finansowym za IV kwartał 2023 roku Grupa zaprezentowała
ostateczne rozliczenie transakcji połączenia zGrupą PGNIG.
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 przekształcenia tych danych.
Zasady sporządzenia rocznego skonsolidowanego sprawozdania
finansowego zostały opisane wpkt 2, 4, 5 i6 Skonsolidowanego
Sprawozdania Finansowego za 2023 rok.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
233Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
6.1.1. Omówienie podstawowych wielkości ekonomiczno-
finansowych oraz ocena czynników mających znaczący wpływ
na osiągnięty wynik finansowy
Wybrane pozycje ze skonsolidowanego sprawozdania zzysków lub strat iinnych całkowitych dochodów
Sprzedaż 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Przychody ze sprzedaży 372 767 282 415 131 341 90 352 32,0%
Koszt własny sprzedaży (311 847) (224 762) (110 789) (87 085) (38,7%)
Zysk brutto ze sprzedaży 60 920 57 653 20 552 3 267 5,7%
Koszty sprzedaży (16 119) (11 128) (8 507) (4 991) (44,9%)
Koszty ogólnego zarządu (5 635) (3 584) (2 615) (2 051) (57,2%)
Pozostałe przychody operacyjne 17 248 20 536 7 911 (3 288) (16,0%)
Pozostałe koszty operacyjne (26 523) (15 102) (3 998) (11 421) (75,6%)
(Strata)/odwrócenie straty ztytułu utraty
wartości należności handlowych
(218) (309) (86) 91 29,4%
Udział wwyniku finansowym jednostek
wycenianych metodą praw własności
(1 617) 284 613 (1 901) -
Zysk zdziałalności operacyjnej wg LIFO
powiększony oamortyzację (EBITDA
LIFO) przed odpisami aktualizującymi
1
60 312 61 021 14 154 (709) 1,2%
Zysk zdziałalności operacyjnej wg LIFO
powiększony oamortyzację (EBITDA
LIFO)
43 155 54 977 14 965 (11 822) 21,5%
Zysk zdziałalności operacyjnej
powiększony oamortyzację (EBITDA)
42 256 56 074 19 211 (13 818) (24,6%)
Zysk zdziałalności operacyjnej (EBIT) 28 056 48 350 13 870 (20 294) (42,0%)
Przychody finansowe 4 457 2 265 789
2 912
96,8%
Koszty finansowe (2 149) (2 770) (968) 621 22,4%
Przychody ikoszty finansowe netto 2 308 (505) (179) 2 813 -
Zysk przed opodatkowaniem 30 314 47 831 13 683 (17 517) (36,6%)
Podatek dochodowy (9 587) (8 012) (2 495) (1 575) (19,7%)
Zysk netto 20 727 39 819 11 188 (19 092) (47,9%)
1) Odpisy netto aktualizujące wartość rzeczowych aktywów trwałych iwartości niematerialnych:
- 2023 rok wwysokości (17 157) - dotyczyły głównie odpisów aktywów petrochemicznych iwydobywczych ORLEN wwysokości (16 215) mln PLN oraz odpisu aktualizującego wartość inwestycji
wEuRoPol GAZ wwysokości (942) mln PLN,
- 2022 rok wwysokości (6 044) mln PLN – dotyczyły głównie aktywów rafineryjnych iwydobywczych Grupy ORLEN,
- 2021 rok wwysokości 811 mln PLN – dotyczyły głównie aktywów wydobywczych Grupy ORLEN Upstream.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
TABELA 42
234Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
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.
Pełna metodologia testów oraz dokonanych odpisów aktualizujących
została przedstawiona wpkt 14.4. Skonsolidowanego Sprawozdania
Finansowego za 2023 rok.
Pełna wersja skonsolidowanego sprawozdania zzysków lub strat
iinnych całkowitych dochodów jest dostępna wSkonsolidowanym
Sprawozdaniu Finansowym za 2023 rok.
Przychody ze sprzedaży
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okresie 12 miesięcy 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%.
Notowania ropy, energii elektrycznej, gazu ziemnego igłównych produktów Grupy ORLEN
Źródło: Opracowanie własne na podstawie danych Platts, ICIS,TGE.
WYKRES 62
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
235Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Szczegółowe informacje dotyczące zmian sprzedaży wolumenowej
wposzczególnych segmentach zostały opisane wRozdziale 5
niniejszego Sprawozdania.
Największym rynkiem Grupy ORLEN pod względem uzyskiwanych
przychodów ze sprzedaży w2023 roku pozostaje rynek polski, na
którym ulokowano produkty iusługi owartości 270 177 mln PLN.
Przychody ze sprzedaży Grupy ORLEN wujęciu segmentowym
WYKRES 63
Drugim pod względem wielkości rynkiem był rynek niemiecki
zprzychodami 23 299 mln PLN. Na rynku czeskim osiągnięto
przychody na poziomie 21 167 mln PLN, ana rynkach krajów
bałtyckich (Litwa, Łotwa, Estonia) 13 815 mln PLN. Pozycja pozostałe
kraje wwysokości 44 309 mln PLN to głównie sprzedaż zrealizowana
dla klientów ze Szwajcarii, Irlandii, Ukrainy, Wielkiej Brytanii, Holandii,
Słowacji, Singapuru iWęgier.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
236Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Koszty działalności operacyjnej
Koszt własny sprzedaży wGrupie ORLEN
Wyszczególnienie, mln PLN 2023 2022 2021
struktura
2023
struktura
2022
struktura
2021
zmiana %
1 2 3 4 5 6 7 8=(2-3)/3
Zużycie materiałów ienergii (176 373) (153 491) (77 319) 52,9% 64,3% 61,4% 14,9%
Koszty gazu (43 892) (10 260) - 13,1% 4,3% - -
Wartość sprzedanych towarów imateriałów (46 576) (41 472) (24 487) 14,0% 17,4% 19,4% 12,3%
Usługi obce (11 205) (8 180) (6 384) 3,4% 3,4% 5,1% 37,0%
Świadczenia pracownicze (12 294) (6 928) (4 840) 3,7% 2,9% 3,8% 77,5%
Amortyzacja (14 200) (7 724) (5 341) 4,2% 3,2% 4,2% 83,8%
Podatki iopłaty, wtym: (27 206) (9 450) (6 802) 8,1% 4,0% 5,4% 187,9%
odpis na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny (15 502) - - - - - -
Pozostałe (1 908) (1 267) (767) 0,6% 0,5% 0,7% 50,5%
Koszty według rodzaju (333 654) (238 772) (125 940) 100,0% 100,0% 100,0% 39,7%
Zmiana stanu zapasów (1 666) 2 982 3 521 (155,9%)
Świadczenia na własne potrzeby 1 719 (3 684) 508 (146,7%)
Koszty operacyjne (333 601) (239 474) (121 911) 39,3%
Koszty sprzedaży 16 119 11 128 8 507 44,9%
Koszty ogólnego zarządu 5 635 3 584 2 615 57,2%
Koszt własny sprzedaży (311 847) (224 762) (110 789) 38,7%
Wzrost zużycia materiałów ienergii w2023 roku wynikał głownie
zpełnego uwzględnienia kosztów spółek dawnej Grupy LOTOS
iGrupy PGNiG wwysokości (77 035) mln PLN mln PLN.
Wpozycji koszty gazu ujęto koszt związany zzakupem gazu na
giełdach gazu oraz od kontrahentów wraz zuzasadnioną częścią
kosztów opłat systemowych itransakcyjnych, kosztów wydobycia ze
źródeł krajowych, kosztów odazotowania ikosztów regazyfikacji.
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 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.
Wrezultacie opisanych wyżej czynników łączne koszty działalności
operacyjnej zwiększyły się o(94 882) mln PLN (r/r) do poziomu
(333 601) mln PLN.
Wzrost kosztów sprzedaży był związany głównie zujęciem kosztów
zcałego 2023 roku dla spółek dawnej Grupy LOTOS iGrupy PGNiG
(od momentu ich przejęcia odpowiednio wsierpniu ilistopadzie
2022 roku) oraz dotyczył kosztów zużycia materiałów ienergii oraz
podatków iopłat.
Wzrost kosztów ogólnego zarządu wefekcie przeprowadzonych
w2022 roku akwizycji, wzrostu pozostałych usług, podatków iopłat
oraz wynagrodzeń oraz wyższego zatrudnienia (opisanego wpkt 3.4.
niniejszego Sprawozdania). Presja rynku na poziom płac wywiera
również wpływ na koszt usług zewnętrznych nabywanych przez
Grupę ORLEN wtym usług prawnych, konsultingowych, doradczych,
systemów informatycznych, itp.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
TABELA 43
237Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Wynik zdziałalności operacyjnej wg
LIFO
1
powiększony oamortyzację przed
uwzględnieniem wpływu odpisów
aktualizujących wartość aktywów trwałych.
• Wynik EBITDA Grupy ORLEN w2023 roku wwysokości
42 256 mln PLN,
• Wpływ netto odpisów aktualizujących wartość rzeczowych
aktywów trwałych, wartości niematerialnychipozostałych
składników majątku w2023 roku wyniósł (16 215) mln PLN.
Odpisy dotyczyły głównie aktywów petrochemicznych
oraz majątku wydobywczego wykorzystywanego przy
eksploatacji gazu ziemnego iropy naftowej wPolsce
iPakistanie atakże środków trwałych wbudowie ORLEN
S.A.. Zidentyfikowane zostały również odpisy netto
głównie wGrupie ORLEN Upstream, wGrupie ORLEN
Lietuva, wGrupie Lotos Petrobaltic iwPGNiG Upstream
Norway. Dodatkowo Grupa ORLEN dokonała odpisu
aktualizującego wartość inwestycji wEuRoPol GAZ do
wartości godziwej odpowiadającej posiadanym przez
Grupę ORLEN akcjom wtej spółce wwysokości (942) mln
PLN,
• Wpływ zmian cen ropy naftowej na wycenę zapasów ujęty
wwyniku EBITDA wyniósł (899) mln PLN,
• Wrezultacie wynik EBITDA LIFO Grupy ORLEN po
eliminacji odpisów aktualizujących wartość aktywów
trwałych za 2023 rok wyniósł 60 312 mln PLN.
EBITDA oraz EBITDA LIFO przed odpisami
aktualizującymi [mln PLN]
WYKRES 64
1) Metody wyceny zapasów wg LIFO została zamieszczona w„Słowniku wybranych
pojęć branżowych ifinansowych”.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
238Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
EBITDA LIFO Grupy ORLEN po eliminacji odpisów
aktualizujących wartość aktywów trwałych wyniosła
60 312 mln PLN ibyła niższa o(709) mln PLN (r/r).
Zuwagi na nieporównywalność okresów konsolidacji byłej
Grupy LOTOS iPGNIG w2022 i2023 roku poniższe efekty
biznesowe zostały skalkulowane na porównywalnej (r/r) strukturze
organizacyjnej Grupy ORLEN. Grupa LOTOS uczestniczy
wkonsolidacji wyników Grupy ORLEN od sierpnia 2022 roku
aGrupa PGNIG od listopada 2022 roku. Wzwiązku zpowyższym
wpływ zmiany wyników obu grup kapitałowych został
zaprezentowany wpozostałych czynnikach operacyjnych.
• Zmiany czynników makroekonomicznych zwiększyły wyniki
Grupy ORLEN o1 447 mln PLN (r/r) iobejmowały głównie brak
ujemnego wpływu transakcji zabezpieczających z12 miesięcy
2022 roku wwysokości 3 832 mln PLN (r/r) iwyceny kontraktów
terminowych CO
2
wkwocie 1 577 mln PLN oraz wyższe
marże na ciężkim oleju opałowym. Powyższe dodatnie efekty
zostały ograniczone niekorzystnym wpływem dyferencjałów
przerabianych gatunków rop naftowych, obniżeniem marż
na lekkich iśrednich destylatach, olefinach, poliolefinach,
nawozach, PCW iPTA oraz negatywnym wpływem umocnienia
PLN względem USD.
• Wzrost sprzedaży wolumenowej o8% (r/r) tj. do poziomu 49
556 tys. ton został osiągnięty głównie dzięki ujęciu wokresie
12 miesięcy 2023 wolumenów byłej Grupy LOTOS wsegmencie
rafineryjnym wwysokości 9 147 tys. ton oraz byłej Grupy LOTOS
iPGNIG wwysokości 1 440 tys. ton wsegmentach wydobycia
igazu. Zkolei za 12 miesięcy 2022 sprzedaż wolumenowa byłej
Grupy LOTOS wsegmencie rafineryjnym wyniosła 5 392 tys. ton
oraz 381 tys. ton wbyłej Grupie LOTOS iPGNIG wsegmentach
wydobycia igazu. Po eliminacji wolumenów przejętych grup
kapitałowych łączna sprzedaż wolumenowa była niższa o(3%)
tj. o(1 109) tys. ton. Wrezultacie efekt wolumenowej zmiany
sprzedaży produktów oraz zmiany struktury przerabianych rop
wGrupie ORLEN wyniósł (10 352) mln PLN (r/r).
Czynniki wpływające na zmianę EBITDA LIFO
(r/r) [mln PLN]
WYKRES 65
• Wpływ pozostałych czynników wyniósł 8 196 mln PLN (r/r)
iobejmował głównie:
• wyższe wyniki dawnej Grupy PGNIG o34 726 mln PLN
(r/r) po eliminacji zysku ztytułu okazyjnego nabycia tej
Grupy wlistopadzie 2022 roku oraz ujęcia finalnych
wartości godziwych aktywów izobowiązań na dzień
przejęcia. Wyniki obejmują wpływ zaprzestania
stosowania rachunkowości zabezpieczeń wodniesieniu
do wydzielonego portfela transakcji terminowych
zabezpieczających zakup LNG zVenture Global
wkwocie netto 7165 mln PLN,
• efekt ujęcia finalnych wartości godziwych aktywów
izobowiązań na dzień przejęcia Grupy PGNIG wkwocie
1 267 mln PLN (r/r) iLOTOS wwysokości 1 584 mln PLN
(r/r),
• brak zysku ztytułu okazyjnego nabycia Grupy PGNIG
zlistopada 2022 roku wkwocie (6 641) mln PLN (r/r) oraz
ztytułu okazyjnego nabycia Grupy LOTOS zsierpnia
2022 roku wwysokości (8 546) mln PLN,
• niższe wyniki dawnej Grupy LOTOS o(3 699) mln PLN
(r/r) po eliminacji zysku ztytułu okazyjnego nabycia
tej Grupy wsierpniu 2022 roku oraz ujęcia finalnych
wartości godziwych aktywów izobowiązań na dzień
przejęcia,
• (1484) mln PLN (r/r) – spisanie aktywów ztytułu
przekazanych zaliczek na dostawy ropy oraz produktów
ropopochodnych w2023 roku współce ORLEN Trading
Switzerland GmbH,
• (9 011) mln PLN (r/r) wpływ pozostałych efektów m.in.
niższych marż detalicznych ihurtowych, wzrostu kosztów
ogólnych ipracy oraz ujemnego wpływu wykorzystania
historycznych warstw zapasów iprzeszacowania wartości
zapasów do cen możliwych do uzyskania.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
239Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
EBITDA LIFO - wyniki segmentowe [mln PLN]
Zmiana wyników segmentów [mln PLN]
WYKRES 66
WYKRES 67
Przychody / Koszty finansowe netto
iwynik netto
Przychody finansowe netto womawianym okresie wyniosły 2 308 mln
PLN iobejmowały głównie nadwyżkę dodatnich różnic kursowych
wkwocie 2 025 mln PLN, odsetki netto wkwocie 929 mln PLN oraz
koszty związane zrozliczeniem iwyceną pochodnych instrumentów
finansowych netto wwysokości (581) mln PLN.
Po uwzględnieniu obciążeń podatkowych wkwocie (9 587) mln PLN
wynik netto Grupy ORLEN za 2023 rok wyniósł 20 727 mln PLN
iniższy o(19 092) mln PLN (r/r).
Szczegółowe noty wzakresie przychodów ikosztów finansowych
(pkt 13.12) oraz podatku dochodowego (pkt 13.14) są dostępne
wSkonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za 2023 rok.
Wyniki segmentowe Grupy ORLEN
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
240Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Podstawowe wielkości finansowe segmentu Rafineria
Segment Rafineria, mln PLN 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Przychody segmentu, wtym: 156 100 187 428 85 544 (31 328) (16,7%)
Sprzedaż zewnętrzna 111 391 131 477 56 967 (20 086) (15,3%)
Sprzedaż między segmentami 44 709 55 951 28 577 (11 242) (20,1%)
Koszty segmentu (148 169) (161 089) (79 532) 12 920 8,0%
Pozostałe przychody/koszty operacyjne netto (1 506) (9 092) 286 7 586 83,4%
(Strata)/odwrócenie straty ztytułu utraty wartości
należności handlowych
1 (1) (10) 2 -
Udział wwyniku finansowym jednostek wycenianych
metodą praw własności
28 10 1 18 180,0%
Zysk operacyjny wg LIFO powiększony oamortyzację
(EBITDA LIFO) przed odpisami aktualizującymi
1
8 971 23 303 3 614 (14 332) (61,5%)
Zysk operacyjny wg LIFO powiększony oamortyzację
(EBITDA LIFO)
8 802 17 647 3 604 (8 845) (50,1%)
Zysk operacyjny powiększony oamortyzację
(EBITDA)
7 947 18 746 7 656 (10 799) (57,6%)
Zysk operacyjny wg LIFO (EBIT LIFO) 7 309 16 157 2 237 (8 848) (54,8%)
Zysk operacyjny (EBIT) 6 454 17 256 6 289 (10 802) (62,6%)
Zwiększenia aktywów trwałych 7 493 4 333 2 376 3 160 72,9%
1) Odpisy netto aktualizujące wartość rzeczowych aktywów trwałych iwartości niematerialnych:
- 2023 rok wwysokości (169) mln PLN - dotyczyły głównie odpisów aktywów rafineryjnych ORLEN Lietuva wkwocie (112) mln PLN, ORLEN wkwocie (25) mln PLN iORLEN Unipetrol
wkwocie (21) mln PLN,
- 2022 rok wwysokości (5 656) mln PLN – dotyczyły głównie odpisów aktywów rafineryjnych ORLEN wkwocie (3 193) mln PLN, ORLEN Lietuva wkwocie (1 840) mln PLN iORLEN Unipterol
wkwocie (623) mln PLN,
- 2021 rok wwysokości (10) mln PLN – dotyczyły głównie odpisów ORLEN Południe S.A. wkwocie 70 mln PLN oraz ORLEN wkwocie (73) mln PLN.
W2023 roku EBITDA LIFO segmentu Rafineria Grupy ORLEN, przed
uwzględnieniem wpływu netto odpisów aktualizujących wartość
aktywów trwałych wyniosła 8 971 mln PLN ibyła niższa o(14 332)
mln PLN (r/r).
Zuwagi na nieporównywalność okresów konsolidacji byłej Grupy
LOTOS w2022 i2023 roku poniższe efekty biznesowe zostały
skalkulowane na porównywalnej (r/r) strukturze organizacyjnej Grupy
ORLEN. Wzwiązku zpowyższym wpływ zmiany wyników byłej
Grupy LOTOS został zaprezentowany wpozostałych czynnikach
operacyjnych.
• Zmiany czynników makroekonomicznych zwiększyły wyniki Grupy
ORLEN o1 146 mln PLN (r/r) iobejmowały głównie brak ujemnego
wpływu transakcji zabezpieczających z12 miesięcy 2022 roku
wwysokości 3 769 mln PLN (r/r) iwyceny kontraktów terminowych
CO
2
wkwocie 649 mln PLN oraz wyższe marże na ciężkim oleju
opałowym. Powyższe dodatnie efekty zostały ograniczone
niekorzystnym wpływem dyferencjałów przerabianych gatunków
rop naftowych, obniżeniem marż na lekkich iśrednich destylatach
oraz negatywnym wpływem umocnienia PLN względem USD.
• Łączny ujemny efekt wolumenowy wsegmencie rafineryjnym
wyniósł (7 936) mln PLN (r/r) iobejmował zmianę wolumenów
istruktury sprzedaży produktów oraz przerabianych gatunków
rop naftowych. Sprzedaż wolumenowa segmentu rafineryjnego
obejmująca wolumeny byłej Grupy LOTOS wyniosła 32 941 tys.
ton ibyła wyższa o8% (r/r). Po eliminacji wolumenów byłej Grupy
LOTOS sprzedaż zmniejszyła się o(5)% (r/r) do poziomu 23 794 tys.
ton. Zmniejszenie porównywalnej sprzedaży segmentu (r/r) wynikało
zbardzo wysokich zakupów paliw w2022 roku realizowanych
po wybuchu wojny wUkrainie, atakże prowadzonych postojów
remontowych instalacji produkcyjnych wORLEN obejmujących m.in.
instalację DRW III, Hydrokrakingu, FKK II iHOG. Postoje instalacji
produkcyjnych wtrakcie 2023 roku spowodowały wzrost udziału
ciężkich frakcji wstrukturze sprzedaży itym samym wpłynęły
ujemnie na wyniki segmentu. Dodatkowo niekorzystny wpływ
na efekt wolumenowy wsegmencie rafineryjnym miała zmiana
struktury przerabianych rop związana zograniczeniem przerobu
ropy Rebco o24 pp. (r/r) izastąpienie jej droższymi gatunkami rop
co wpłynęło ujemnie na wyniki segmentu wwysokości (7 372) mln
PLN (r/r).
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
TABELA 44
241Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
WYKRES 68
Segment Rafineria – wpływ czynników (r/r)
[mln PLN]
• Ujemny wpływ pozostałych czynników wyniósł (7 542) mln PLN (r/r)
iobejmował głównie niższe wyniki byłej Grupy LOTOS o(3 575)
mln PLN po eliminacji wpływu ujęcia finalnych wartości godziwych
aktywów izobowiązań na dzień przejęcia wkwocie 1 637 mln PLN
(r/r), spisanie aktywów ztytułu przekazanych zaliczek na dostawy
współce ORLEN Trading Switzerland GmbH w2023 roku wkwocie
(1484) mln PLN, zmniejszone marże hurtowe, wzrost kosztów
ogólnych ipracy oraz ujemny wpływ wykorzystania historycznych
warstw zapasów iprzeszacowania wartości zapasów do cen
możliwych do uzyskania.
Po uwzględnieniu efektu utworzenia odpisów aktualizujących wartość
aktywów wwysokości (169) mln PLN EBITDA LIFO Grupy ORLEN
w2023 roku wyniosła 8 802 mln PLN.
Ujemny wpływ zmian cen ropy naftowej na wycenę zapasów wyniósł
(855) mln PLN iwrezultacie zysk EBITDA Grupy ORLEN za 2023 rok
wyniósł 7 947 mln PLN.
Nakłady inwestycyjne segmentu zwiększyły się o3 160 mln PLN
(r/r) do poziomu 7 493 mln PLN.
Podstawowe wielkości finansowe segmentu Petrochemia
Segment Petrochemia, mln PLN 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Przychody segmentu, wtym: 18 857 30 174 18 263 (11 317) (37,5%)
Sprzedaż zewnętrzna 14 663 24 475 16 011 (9 812) (40,1%)
Sprzedaż między segmentami 4 194 5 699 2 252 (1 505) (26,4%)
Koszty segmentu (20 894) (27 910) (16 698) 7 016 25,1%
Pozostałe przychody/koszty operacyjne netto (9 766) (303) 1 539 (9 463) (3 123,1%)
(Strata)/odwrócenie straty ztytułu utraty wartości
należności handlowych
(6) (4) (2) (2) (50,0%)
Udział wwyniku finansowym jednostek wycenianych
metodą praw własności
(9) 219 388 (228) -
Zysk/(Strata) operacyjna wg LIFO powiększona
oamortyzację (EBITDA LIFO) przed odpisami
aktualizującymi
1
(492) 3 373 4 295 (3 865) -
Zysk/(Strata) operacyjna wg LIFO powiększona
oamortyzację (EBITDA LIFO)
(10 618) 3 282 4 325 (13 900) -
Zysk/(Strata) operacyjna powiększona oamortyzację
(EBITDA)
(10 662) 3 280 4 519 (13 942) -
Zysk/(Strata) operacyjna wg LIFO (EBIT LIFO) (11 774) 2 178 3 296 (13 952) -
Zysk/(Strata) operacyjna (EBIT) (11 818) 2 176 3 490 (13 994) -
Zwiększenia aktywów trwałych 5 860 5 065 3 051 795 15,7%
1) Odpisy netto aktualizujące wartość rzeczowych aktywów trwałych iwartości niematerialnych:
- 2023 rok wwysokości (10 126) mln PLN - dotyczyły głównie odpisów petrochemicznych ORLEN wwysokości (10 114) mln PLN,
- 2022 rok wwysokości (91) mln PLN – dotyczyły odpisów wORLEN Unipetrol wkwocie (51) mln PLN iwAnwil wkwocie (40) mln PLN,
- 2021 rok wwysokości 30 mln PLN – dotyczyły odpisów wAnwil wkwocie 29 mln PLN.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
TABELA 45
242Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
WYKRES 69
Segment Petrochemia – wpływ czynników (r/r)
[mln PLN]
W2023 roku EBITDA LIFO segmentu Petrochemia Grupy ORLEN
przed uwzględnieniem wpływu netto odpisów aktualizujących
wartość aktywów trwałych wyniosła (492) mln PLN ibyła niższa
o(3 865) mln PLN (r/r).
• Zmiany czynników makroekonomicznych zmniejszyły wyniki Grupy
ORLEN o(462) mln PLN (r/r) wefekcie niższych marż na olefinach,
poliolefinach, nawozach, PCW iPTA częściowo skompensowanych
brakiem ujemnego wpływu wyceny irozliczenia kontraktów
terminowych CO
2
wramach wydzielonego portfela transakcyjnego
z12 miesięcy 2022 roku wwysokości 591 mln PLN (r/r) idodatnim
wpływem umocnienia EUR wzg. USD.
• Wsegmencie petrochemicznym łączna sprzedaż wyniosła
4 379 tys. ton izmniejszyła się o(13)% (r/r) na wszystkich rynkach
operacyjnych, tj. wPolsce o(12)%, na rynku czeskim o(13)% (r/r) ina
Litwie o(33)% (r/r). Niższa sprzedaż (r/r) wpłynęła na zmniejszenie
wyników segmentu o(2 243) mln PLN (r/r).
• Ujemny wpływ pozostałych czynników wyniósł (1 160) mln PLN
(r/r) iobejmował głównie niższe (r/r) marże handlowe (r/r), wzrost
kosztów ogólnych ipracy częściowo skompensowane dodatnim
wpływem wykorzystania historycznych warstw zapasów (r/r).
Po uwzględnieniu efektu zawiązania odpisów aktualizujących wartość
aktywów wwysokości (10 126) mln PLN EBITDA LIFO Grupy ORLEN
w2023 roku wyniosła (10 618) mln PLN.
Ujemny wpływ zmian cen ropy naftowej na wycenę zapasów wyniósł
(44) mln PLN iwrezultacie zysk EBITDA Grupy ORLEN za 2023 rok
wyniósł (10 662) mln PLN.
Nakłady inwestycyjne segmentu zwiększyły się o795 mln PLN (r/r)
do poziomu 5 860 mln PLN.
Podstawowe wielkości finansowe segmentu Energetyka
Segment Energetyka, mln PLN 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Przychody segmentu, wtym: 48 560 34 801 19 513 13 759 39,5%
Sprzedaż zewnętrzna 40 938 27 044 16 039 13 894 51,4%
Sprzedaż między segmentami 7 622 7 757 3 474 (135) (1,7%)
Koszty segmentu (46 435) (32 825) (18 876) (13 610) (41,5%)
Pozostałe przychody/koszty operacyjne netto 226 12 1 224 238 -
Strata ztytułu utraty wartości należności handlowych (139) (140) (69) 1 0,7%
Udział wwyniku finansowym jednostek wycenianych
metodą praw własności
(695) 64 223 (759) -
Zysk operacyjny powiększony oamortyzację (EBITDA)
przed odpisami aktualizującymi
1
3 885 3 743 3 680 142 3,8%
Zysk operacyjny powiększony oamortyzację
(EBITDA)
3 863 3 695 3 603 168 4,5%
Zysk operacyjny (EBIT) 1 517 1 888 2 015 (371) (19,7%)
Zwiększenia aktywów trwałych 6 099 4 368 2 616 1 731 39,6%
1) Odpisy netto aktualizujące wartość rzeczowych aktywów trwałych iwartości niematerialnych:
- 2023 rok wwysokości (22) mln PLN - dotyczyły głównie odpisów wGrupie Energa wkwocie (12) mln PLN iORLEN Lietuva wkwocie (6) mln PLN,
- 2022 rok wwysokości (48) mln PLN – dotyczyły głównie odpisów wGrupie ORLEN Unipetrol wkwocie (26) mln PLN iGrupie Energa wkwocie (20) mln PLN,
- 2021 rok wwysokości (77) mln PLN – dotyczyły odpisów wGrupie Energa wkwocie (77) mln PLN.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
TABELA 46
243Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
WYKRES 70
Segment Energetyka – wpływ czynników (r/r)
[mln PLN]
W2023 roku EBITDA segmentu Energetyka Grupy ORLEN przed
uwzględnieniem wpływu netto odpisów aktualizujących wartość
aktywów trwałych wyniosła 3 885 mln PLN ibyła wyższa o142 mln
PLN (r/r).
Zuwagi na nieporównywalność okresów konsolidacji byłej Grupy
PGNIG w2023 i2022 roku poniższe efekty biznesowe zostały
skalkulowane na porównywalnej (r/r) strukturze organizacyjnej Grupy
ORLEN. Wzwiązku zpowyższym wpływ zmiany wyników Grupy
PGNIG (PGNIG Termika) został zaprezentowany wpozostałych
czynnikach operacyjnych.
• Dodatni wpływ parametrów makro wyniósł 1 161 mln PLN (r/r)
iwynikał głównie zwyższych marż na dystrybucji energii
elektrycznej (r/r) przy istotnym wzroście ceny zakupu energii
elektrycznej na pokrycie strat sieciowych (Linia Biznesowa
Dystrybucja) wGrupie Energa. Niższe marże na produkcji energii
(Linia Biznesowa Wytwarzanie) isprzedaży energii elektrycznej
(Linia Biznesowa Sprzedaż) wefekcie wprowadzonych legislacji
mających na celu ograniczenie wysokości cen energii elektrycznej
iwsparcia odbiorców wrażliwych. Wpływ zamrożenia cen energii
elektrycznej był kompensowany zmianą salda rezerw na kontrakty
rodzące obciążenia wtrakcie 2022 i2023 roku wkwocie 1 669
mln PLN (r/r). Dodatkowo dodatni (r/r) wpływ spread’upomiędzy
notowaniami energii elektrycznej igazu ziemnego, niższych
kosztów emisji CO
2
oraz brak ujemnego wpływu (r/r) wyceny
kontraktów terminowych CO
2
z2022 roku wkwocie 337 mln
PLN przy ujemnym wpływie (r/r) transakcji zabezpieczających
wwysokości (186) mln PLN.
• Ujemny efekt wolumenowy segmentu wyniósł (423) mln PLN (r/r)
iobejmował głównie niekorzystny wpływ niższej (r/r) produkcji
energii przez Elektrownię Ostrołęka oraz wyższy wolumen strat
sieciowych wlinii biznesowej dystrybucja wGrupie Energa.
WORLEN S.A. dodatni efekt wyższych wolumenów sprzedaży
energii elektrycznej wporównaniu do zużycia gazu ziemnego
wCCGT Płock iWłocławek, przy ujemnym wpływie ww. relacji
wElektrociepłowni Płock.
• Wpływ pozostałych czynników wyniósł (596) mln PLN (r/r)
iobejmował głównie ujemny wpływ (r/r) odpisów netto na Fundusz
Wypłaty Różnicy Ceny, wyższe (r/r) koszty opłat przesyłowych
itranzytowych ikoszty pracy. Dodatkowo ujemny wpływ wyników
spółki Baltic Power (konsolidowanej metodą praw własności)
wkwocie (512) mln PLN iGrupy ORLEN WIND3 wkwocie (139) mln
PLN częściowo skompensowane dodatnim wpływem konsolidacji
wyników byłej grupy PGNIG wwysokości 1 691 mln PLN (r/r).
Po uwzględnieniu efektu utworzenia odpisów aktualizujących wartość
aktywów wwysokości (22) mln PLN EBITDA Grupy ORLEN w2023
roku wyniosła 3 863 mln PLN.
Nakłady inwestycyjne segmentu zwiększyły się o1 731 mln PLN (r/r)
do poziomu 6 099 mln PLN.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
244Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Podstawowe wielkości finansowe segmentu Detal
Segment Detal, mln PLN 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Przychody segmentu, wtym: 57 117 65 504 41 167 (8 387) (12,8%)
Sprzedaż zewnętrzna 56 929 65 329 41 082 (8 400) (12,9%)
Sprzedaż między segmentami 188 175 85 13 7,4%
Koszty segmentu (56 094) (63 548) (39 079) 7 454 11,7%
Pozostałe przychody/koszty operacyjne netto 53 (62) (38) 115 -
Strata ztytułu utraty wartości należności handlowych (2) (6) (5) 4 66,7%
Zysk operacyjny powiększony oamortyzację (EBITDA)
przed odpisami aktualizującymi
1
2 132 2 771 2 897 (639) (23,1%)
Zysk operacyjny powiększony oamortyzację
(EBITDA)
2 125 2 757 2 850 (632) (22,9%)
Zysk operacyjny (EBIT) 1 114 1 888 2 045 (774) (41,0%)
Zwiększenia aktywów trwałych 1 991 1 409 1 141 582 41,3%
1) Odpisy netto aktualizujące wartość rzeczowych aktywów trwałych iwartości niematerialnych:
- 2023 rok wwysokości (7) mln PLN – obejmował głównie odpisy wGrupie ORLEN Unipetrol wkwocie (5) mln PLN oraz ORLEN wkwocie (3) mln PLN,
- 2022 rok wwysokości (14) mln PLN – obejmowały głównie odpisy wORLEN Deutschland (9) mln PLN oraz wGrupie ORLEN Unipetrol wkwocie (4) mln PLN,
- 2021 rok wwysokości (47) mln PLN – obejmowały głównie odpisy wORLEN Deutschland (10) mln PLN oraz wGrupie ORLEN Unipetrol wkwocie (28) mln PLN.
WYKRES 71
Segment Detal – wpływ czynników (r/r)
[mln PLN]
W2023 roku EBITDA segmentu Detalicznego Grupy ORLEN, przed
uwzględnieniem wpływu netto odpisów aktualizujących wartość
aktywów trwałych, osiągnęła poziom 2 132 mln PLN ibyła niższa
o(639) mln PLN (r/r).
• Ujemny wpływ marż paliwowych wwysokości (523) mln PLN (r/r)
obserwowany na wszystkich rynkach tj. na rynku polskim, czeskim,
niemieckim ilitewskim.
• Dodatni wpływ marż pozapaliwowych na poziomie 312 mln PLN (r/r)
na rynku polskim, czeskim iniemieckim.
• Pozytywny wpływ wyższych wolumenów sprzedaży wwysokości
321 mln PLN (r/r) głównie dzięki wyższym wolumenom sprzedaży
paliw na rynku czeskim o55% (r/r), na rynku polskim o6% (r/r), na
rynku litewskim o2% (r/r) przy porównywalnej sprzedaży na rynku
niemieckim (r/r).
• Pozostałe obejmują głównie wyższe (r/r) koszty funkcjonowania
stacji paliw iwyższe koszty pracy przy dodatnim wpływie
wwysokości 115 mln PLN (r/r) zmiany salda na pozostałej
działalności operacyjnej (po eliminacji wpływu netto odpisów
aktualizujących wartość majątku) głównie na skutek braku kosztów
restrukturyzacji stacji paliw LOTOS z2022 roku.
Po uwzględnieniu odpisów aktualizujących wwysokości (7) mln PLN
zysk EBITDA Grupy ORLEN za 2023 rok wyniósł 2 125 mln PLN.
Nakłady inwestycyjne segmentu zwiększyły się o582 mln PLN (r/r)
do poziomu 1 991 mln PLN.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
TABELA 47
245Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Podstawowe wielkości finansowe segmentu Wydobycie
Segment Wydobycie, mln PLN 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Przychody segmentu, wtym: 19 963 8 388 798 11 575 138,0%
Sprzedaż zewnętrzna 6 314 2 637 798 3 677 139,4%
Sprzedaż między segmentami 13 649 5 751 0 7 898 137,3%
Koszty segmentu (23 212) (1 978) (523) (21 234) (1073,5%)
Pozostałe przychody/koszty operacyjne netto (5 940) (333) 770 (5 607) (1683,8%)
(Strata)/odwrócenie straty ztytułu utraty wartości
należności handlowych
(127) (21) 0 (106) (504,8%)
Udział wwyniku finansowym jednostek wycenianych
metodą praw własności
9 1 0 8 800,0%
Zysk operacyjny powiększony oamortyzację (EBITDA)
przed odpisami aktualizującymi
1
2 155 7 949 387 (5 794) (72,9%)
Zysk/(Strata) operacyjna powiększona oamortyzację
(EBITDA)
(3 705) 7 767 1 305 (11 472) -
Zysk/(Strata) operacyjna (EBIT) (9 307) 6 057 1 045 (15 364) -
Zwiększenia aktywów trwałych 5 532 2 180 363 3 352 153,8%
1) Odpisy netto aktualizujące wartość rzeczowych aktywów trwałych iwartości niematerialnych:
- 2023 rok wwysokości (5 860) mln PLN – dotyczy głównie odpisów wORLEN wkwocie (4 383) mln PLN iGrupie ORLEN Upstream wkwocie (1 238) mln PLN,
- 2022 rok wwysokości (182) mln PLN – dotyczy głównie odpisów wORLEN wkwocie (259) mln PLN iGrupie ORLEN Upstream wkwocie 122 mln PLN,
- 2021 rok wwysokości 918 mln PLN – dotyczy aktywów poszukiwawczych Grupy ORLEN Upstream.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
TABELA 48
246Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
WYKRES 72
Segment Wydobycie – wpływ czynników (r/r)
[mln PLN]
W2023 roku EBITDA segmentu Wydobycia, przed uwzględnieniem
odpisów aktualizujących wartość aktywów trwałych, wyniosła
2 155 mln PLN ibyła niższa o(5 794) mln PLN (r/r).
Zuwagi na nieporównywalność okresów konsolidacji byłej Grupy
LOTOS iPGNIG w2022 i2023 roku efekty biznesowe zostały
skalkulowane na porównywalnej (r/r) strukturze organizacyjnej Grupy
ORLEN. Wzwiązku zpowyższym wpływ zmiany wyników obu grup
kapitałowych został zaprezentowany wpozostałych czynnikach
operacyjnych.
• Ujemny wpływ parametrów makro wGrupie ORLEN Upstream
wwysokości (398) mln PLN (r/r) obejmujący głównie niższe
notowania ropy CLS, gazu AECO ikondensatu gazowego NGL
przy pozytywnym wpływie transakcji zabezpieczających przepływy
pieniężne wkwocie 90 mln PLN (r/r).
• Ujemny efekt wolumenowy wwysokości (72) mln PLN
(r/r) wynikający głównie zniższego o(5)% (r/r) wydobycia
węglowodorów wKanadzie izmniejszenia wydobycia wPolsce
wrezultacie naturalnego spadku wydajności odwiertów.
• Pozostałe obejmują głównie ujemny wpływ zmiany wyników w:
− Zespole Oddziałów wkwocie (8 759) mln PLN po eliminacji
wpływu finalnych wartości godziwych aktywów izobowiązań
na dzień przejęcia wkwocie (577) mln PLN (r/r) głównie
wrezultacie dokonanych odpisów na Fundusz Wypłaty Różnicy
Ceny wkwocie (13 218) mln PLN,
− PGNiG Upstream Norway wwysokości 4 366 mln PLN (r/r)
po eliminacji wpływu finalnych wartości godziwych aktywów
izobowiązań na dzień przejęcia wkwocie (118) mln PLN,
− Pozostałych spółkach segmentu, tj. Grupa Lotos Upstream
o(419) mln PLN (r/r),Grupa LOTOS Petrobaltic o229 mln PLN
(r/r), Geofizyka Toruń S.A. o68 mln PLN (r/r), Grupa Exalo
Drilling o92 mln PLN.
Po uwzględnieniu odpisów aktualizujących wwysokości (5 860) mln
PLN EBITDA Grupy ORLEN za 2023 rok wyniosła (3 705) mln PLN.
Nakłady inwestycyjne segmentu zwiększyły się o3 352 mln PLN
(r/r) do poziomu 5 532 mln PLN.
Podstawowe wielkości finansowe segmentu Gaz
Segment Gaz, mln PLN 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Przychody segmentu, wtym: 158 924 34 583 - 124 341 359,5%
Sprzedaż zewnętrzna 141 576 30 819 - 110 757 359,4%
Sprzedaż między segmentami 17 348 3 764 - 13 584 360,9%
Koszty segmentu (123 735) (29 045) - (94 690) (326,0%)
Pozostałe przychody/koszty operacyjne netto 7 885 203 - 7 682 3784,2%
(Strata)/odwrócenie straty ztytułu utraty wartości
należności handlowych
61 (148) - 209 -
Udział wwyniku finansowym jednostek wycenianych
metodą praw własności
(953) (10) - (943) (9430,0%)
Zysk operacyjny powiększony oamortyzację (EBITDA)
przed odpisami aktualizującymi
1,2
45 367 6 045 - 39 322 650,5%
Zysk operacyjny powiększony oamortyzację (EBITDA) 44 404 6 001 - 38 403 639,9%
Strata operacyjna (EBIT) 42 182 5 583 - 36 599 655,5%
Zwiększenia aktywów trwałych 5 204 1 789 - 3 415 190,9%
1) Odpis netto aktualizujący wartość aktywów trwałych oraz inwestycji wwysokości (963) mln PLN dotyczący głównie aktualizacji wartości inwestycji wEuRoPol GAZ wkwocie (942) mln PLN.
2) Odpis netto aktualizujące wartość rzeczowych aktywów trwałych iwartości niematerialnych w2022 rok wwysokości (44) mln PLN dotyczy głównie aktywów Polskiej Spółki Gazownictwa.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
TABELA 49
247Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Podstawowe wielkości finansowe Funkcji Korporacyjnych
Segment Funkcje Korporacyjne, mln PLN 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Przychody segmentu, wtym: 1 958 1 453 1 024 505 34,8%
Sprzedaż zewnętrzna 916 634 444 282 44,5%
Sprzedaż między segmentami 1 042 819 580 223 27,2%
Koszty segmentu (3 810) (2 984) (2 171) (826) (27,7%)
Pozostałe przychody/koszty operacyjne netto (227) 15 033 132 (15 260) -
(Strata)/odwrócenie straty ztytułu utraty wartości
należności handlowych
(6) 11 0 (17) -
Udział wwyniku finansowym jednostek wycenianych
metodą praw własności
3 0 1 3 -
Zysk/(Strata) operacyjna powiększona oamortyzację
(EBITDA) przed odpisami aktualizującymi
1
(1 702) 13 848 (719) (15 550) -
Zysk/(Strata) operacyjna powiększona oamortyzację
(EBITDA)
(1 712) 13 839 (722) (15 551) -
Zysk/(Strata) operacyjna (EBIT) (2 082) 13 513 (1 014) (15 595) -
Zwiększenia aktywów trwałych 435 485 343 (50) (10,3%)
1) Odpisy netto aktualizujące wartość rzeczowych aktywów trwałych iwartości niematerialnych:
- 2023 rok wwysokości (10) mln PLN – dotyczą głównie odpisów wORLEN Lietuva wkwocie (7) mln PLN oraz ORLEN wkwocie (3) mln PLN,
- 2022 rok wwysokości (9) mln PLN – dotyczą głównie odpisów wORLEN iwGrupie ORLEN Unipetrol,
- 2021 rok wwysokości (3) mln PLN – dotyczą głównie odpisów aktualizujących wGrupie ORLEN Unipetrol.
W2023 roku EBITDA segmentu Gaz, przed uwzględnieniem
odpisów aktualizujących wartość aktywów trwałych iinwestycji
wEuroPol Gaz, wyniosła 45 367 mln PLN ibyła wyższa
o39 322 mln PLN.
Zuwagi na nieporównywalność okresów konsolidacji byłej Grupy
PGNIG w2022 i2023 roku nie były kalkulowane efekty biznesowe
dla wyników segmentu. Zmiana EBITDA (r/r) wynika głównie z:
• wyższych wyników Zespołu Oddziałów o32 222 mln PLN (r/r)
po eliminacji wpływu finalnych wartości godziwych aktywów
izobowiązań na dzień przejęcia wkwocie 5485 mln PLN (r/r).
Wzrost wyników (r/r) w2023 roku wynika również zujęcia
wpływu zaprzestania stosowania rachunkowości zabezpieczeń
wodniesieniu do wydzielonego portfela transakcji terminowych
zabezpieczających zakup LNG zVenture Global wkwocie netto
7165 mln PLN,
• wyższych wyników wpozostałych spółkach zbyłej Grupy PGNiG
(głównie PGNiG Obrót Detaliczny, Polska Spółka Gazownictwa
iPGNiG Supply Trading) włącznej kwocie 1 615 mln PLN.
Po uwzględnieniu odpisów aktualizujących wwysokości (963) mln PLN
EBITDA Grupy ORLEN za 2023 rok wyniosła 44 404 mln PLN.
Nakłady inwestycyjne segmentu zwiększyły się o3 415 mln PLN
(r/r) do poziomu 5 204 mln PLN.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
TABELA 50
248Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
WYKRES 73
Funkcje Korporacyjne – wpływ czynników (r/r)
[mln PLN]
Wroku 2023 EBITDA Funkcji Korporacyjnych, przed
uwzględnieniem odpisów netto aktualizujących wartość aktywów
trwałych wyniosła (1 702) mln PLN ibyła niższa o(15 550)
mln PLN (r/r).
Ujemny wpływ braku zysków ztytułu okazyjnego nabycia Grupy
LOTOS zsierpnia 2022 roku wwysokości (8 546) mln PLN oraz Grupy
PGNIG zlistopada 2022 roku wkwocie (6 641) mln PLN (r/r) oraz
wzrost (r/r) kosztów ogólnych ipracy.
Po uwzględnieniu odpisów aktualizujących wwysokości (10) mln PLN
EBITDA Grupy ORLEN za 2023 rok wyniosła (1 712) mln PLN.
Nakłady inwestycyjne wramach funkcji korporacyjnych w2023
roku zmniejszyły się o(50) mln PLN (r/r) do poziomu 435 mln PLN.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
WYKRES 74
Zmiany wybranych pozycji skonsolidowanych aktywów [mln PLN]
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 31 grudnia 2023 roku wyniosła
170 795 mln PLN ibyła niższa (3 584) mln PLN wporównaniu
zkońcem poprzedniego roku, głównie ztytułu:
− zwiększenia rzeczowych aktywów trwałych oraz wartości
niematerialnych o1 260 mln PLN (r/r) obejmującego:
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
6.1.2. Skonsolidowane sprawozdanie
zsytuacji finansowej
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
249Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
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;
− oraz niższej wartości pozostałych aktywów trwałych o(4 728)
mln PLN (r/r) wefekcie zmniejszenia aktywów ztytułu podatku
odroczonego o(2 546) mln PLN ipozostałych aktywów
o(2 236) mln PLN związanych zrozliczenie aktywów ztytułu
kontraktów wycenionych na moment rozliczenia połączenia
jednostek.
• Wartość aktywów obrotowych na dzień 31 grudnia 2023 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 obrotowych o(27 929) mln
PLN, obejmującego głównie: zmianę wartości instrumentów
pochodnych o(1 288) mln PLN, zmianę salda należności
ztytułu podatku dochodowego iaktywów przeznaczonych do
sprzedaży włącznej kwocie 620 mln PLN, spadek depozytów
zabezpieczających o(8 546) mln PLN ztytułu zabezpieczenia
zawartych transakcji zinstytucjami finansowymi ina giełdach
towarowych oraz rozliczenia aktywów ztytułu kontraktów
wycenionych na moment rozliczenia połączenia jednostek
wkwocie (18 044) mln PLN. Spadek salda depozytów
zabezpieczających wynika głównie zrozliczenia zawartych
przez ORLEN transakcji zabezpieczających ryzyko towarowe
(głównie swapy towarowe na gaz).
WYKRES 75
Zmiany wybranych pozycji skonsolidowanych pasywów [mln PLN]
Suma pasywów Grupy ORLEN na dzień 31 grudnia 2023 roku
wyniosła 264 178 ibył niższa o(48 999) mln PLN wporównaniu ze
stanem zdnia 31 grudnia 2022 roku.
• 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 (2 881) 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 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.
250Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
6.1.3. Sprawozdanie zprzepływów pieniężnych
Skonsolidowane sprawozdanie zprzepływów pieniężnych
Wyszczególnienie, mln PLN 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Środki pieniężne netto zdziałalności operacyjnej,
wtym:
41 914 32 638 15 079 9 276 28,4%
Zmiana stanu kapitału pracującego 8 540 (15 519) (4 442) 24 059 -
Środki pieniężne netto wykorzystane wdziałalności
inwestycyjnej
(36 409) 235 (11 523) (36 644) -
Środki pieniężne netto wykorzystane wdziałalności
finansowej
(12 057) (14 570) (2 006) 2 513 17,2%
Zwiększenie/(Zmniejszenie) netto stanu środków
pieniężnych iich ekwiwalentów
(6 552) 18 303 1 550 (24 855) -
Zmiana stanu środków pieniężnych iich
ekwiwalentów ztytułu różnic kursowych
(1 212) (153) 106 (1 059) (692,2%)
Środki pieniężne iich ekwiwalenty na początek
okresu
21 046 2 896 1 240 18 150 626,7%
Środki pieniężne iich ekwiwalenty na koniec okresu 13 282 21 046 2 896 (7 764) (36,9%)
TABELA 51
• 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;
− zujęcia rezerw na kontrakty rodzące obciążenia wwysokości
1 741 mln PLN współce EuRoPol GAZ oraz rozwiązaniem
rezerwy wwysokości (518) mln PLN rozpoznanej na koniec
2023 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 ztytułu zmiany wyceny odpowiednio o(12 443) mln
PLN oraz (3 601) mln PLN:
− 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, 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.
• Pozostałe pasywa obejmują głównie spadek pozostałych
zobowiązań ztytułu kontraktów wycenionych na moment
rozliczenia połączenia jednostek.
Grupa ORLEN na dzień 31 grudnia 2023 roku posiadała grunty własne
opowierzchni 47,8 mln m
2
oraz grunty wużytkowaniu wieczystym,
dzierżawie iinnym opowierzchni 68,9 mln m
2
.
Pełna wersja skonsolidowanego sprawozdania zsytuacji finansowej
jest dostępna wSkonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym za
2023 rok.
251Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
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.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
6.1.4. Wskaźniki finansowe
Wskaźniki finansowe osiągane przez Grupę ORLEN wlatach 2019-
2023 zostały zaprezentowane wpkt 1.3. niniejszego Sprawozdania.
6.1.5. Różnice pomiędzy
wynikami finansowymi
wykazanymi wraporcie rocznym
awcześniej publikowanymi
prognozami wyników
na dany rok
Grupa ORLEN nie dokonała wcześniejszych publikacji prognozy
wyników dotyczących 2023 roku.
Szczegółowe informacje oskorygowanych pozycjach ze
Sprawozdania zzysków lub strat iinnych całkowitych dochodów
oraz Sprawozdania zsytuacji finansowej zostały przedstawione
wSkonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym Grupy ORLEN za
2023 rok wpkt 6.
252Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
6.2. Zarządzanie zasobami finansowymi
6.2.1. Ogólne zasady
zarządzania
Zarządzanie płynnością
Grupa ORLEN prowadzi politykę dywersyfikacji źródeł finansowania
oraz wykorzystuje zróżnicowane narzędzia dla efektywnego
zarządzania płynnością.
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 Koncernu.
Wramach obsługi płynności Grupa dysponowała w2023 roku
czynnymi umowami faktoringu pełnego (bez regresu), umożliwiającymi
pozyskanie dodatkowych środków wokresach przejściowego,
zwiększonego zapotrzebowania.
Zarządzając płynnością Grupa może emitować obligacje wramach
ustanowionych programów, jak również nabywać obligacje emitowane
przez spółki zGrupy ORLEN. 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).
Dodatkowe informacje na temat zarządzania płynnością zostały
opisane wpkt 16.5.4 wSkonsolidowanym Sprawozdaniu Finansowym
Grupy ORLEN za 2023 rok.
Zarządzanie kapitałem pracującym
Grupa ORLEN elastycznie zarządza kapitałem pracującym
wzmiennym otoczeniu makroekonomicznym dysponując szeregiem
narzędzi służących optymalizacji jego poziomu. Zarządzanie kapitałem
pracującym odbywa się m.in. woparciu oprzyjęte procedury ipolitykę
wzakresie zarządzania kredytem kupieckim iwindykacją, wtym
wyznaczania limitów iustanawiania zabezpieczeń 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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. Dodatkowo Grupa
prowadzi okresową weryfikację finansową kontrahentów, wtym
wysokości przyznanych im limitów kredytowych.
Poziom kapitału pracującego netto na koniec 2023 roku wyniósł
31 007 mln PLN ibył niższy o(11 014) mln PLN wporównaniu ze
stanem zkońca 2022 roku.
6.2.2. Kredyty, pożyczki
iobligacje
Grupa ORLEN korzysta zusług banków owysokiej wiarygodności
kredytowej oraz silnej pozycji rynkowej zapewniających jednocześnie
konkurencyjny koszt usług bankowych. Pozwala to na utrzymanie
wysokiego standardu pozyskiwanych źródeł finansowania.
Dodatkowo Grupa ORLEN wykorzystuje instrumenty dłużne
oróżnej charakterystyce, co dodatkowo zwiększa bezpieczeństwo
płynnościowe Grupy.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
253Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Podział źródeł finansowania
Wyszczególnienie, mln PLN 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Kredyty bankowe 6 684 8 249 3 936 (1 565) (19,0%)
Pożyczki 172 281 131 (109) (38,8%)
Obligacje 8 311 10 695 11 104 (2 384) (22,3%)
Zadłużenie finansowe
1
15 167 19 225 15 171 (4 058) (21,1%)
Wg terminu zapadalności:
Długoterminowe 10 671 11 973 13 742 (1 302) (10,9%)
Krótkoterminowe 4 496 7 252 1 429 (2 756) (38,0%)
1) Nie obejmuje zobowiązań ztytułu leasingu finansowego.
WYKRES 76
Struktura zadłużenia [%]
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
TABELA 52
Umowy kredytowe funkcjonujące wGrupie ORLEN na dzień 31 grudnia 2023 roku (powyżej 100 mln PLN)
Spółka/Grupa Nazwa banku
Kwota kredytu
zumowy
1
Rok podpisania
umowy
Ostateczny
termin spłaty
Oprocentowanie
ORLEN
Konsorcjum
banków
1 415 mln EUR
(6 152 mln PLN)
2020 2024 stopa zmienna + marża
ORLEN Bank Pekao 300 mln PLN 2007
kredyt
odnawialny
stopa zmienna + marża
ORLEN Bank Handlowy 300 mln PLN 2016
kredyt
odnawialny
stopa zmienna + marża
ORLEN PKO BP
85 mln EUR
(370 mln PLN)
2021 2024 stopa zmienna + marża
TABELA 53
254Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
ORLEN
Europejski Bank
Inwestycyjny
180 mln EUR
(783 mln PLN)
2021 2029 stopa stała
ORLEN
Bank
Gospodarstwa
Krajowego (BGK)
2 000 mln PLN 2022 2024 stopa zmienna + marża
ORLEN CaixaBank
100 mln EUR
(435 mln PLN)
2021 2024 stopa zmienna + marża
ORLEN
Konsorcjum
Banków
10 000 mln PLN 2019 2026 stopa zmienna + marża
Rafineria Gdańska
Konsorcjum
Banków
280 mln PLN 2021 2026 stopa zmienna + marża
Grupa Unipetrol ING
4 000 mln CZK
(704 mln PLN)
2014
kredyt
odnawialny
stopa zmienna + marża
Grupa Unipetrol Erste Bank
4 000 mln CZK
(704 mln PLN)
2014
kredyt
odnawialny
stopa zmienna + marża
Grupa Unipetrol
Societe Generale/
Komerční banka
1 600 mln CZK
(281 mln PLN)
2020
kredyt
odnawialny
stopa zmienna + marża
Grupa Unipetrol UniCredit Bank
80 mln EUR
(348 mln PLN)
2021 2024 stopa zmienna + marża
Grupa Unipetrol UniCredit Bank
33 mln EUR
(142 mln PLN)
2023 2030 stopa zmienna + marża
Grupa ORLEN Upstream
Citibank, Canadian
branch
35 mln CAD
(104mln PLN)
2015
kredyt
odnawialny
stopa zmienna + marża
Grupa ORLEN Upstream HSBC
35 mln CAD
(104mln PLN)
2022
kredyt
odnawialny
stopa zmienna + marża
Grupa ENERGA
Europejski Bank
Inwestycyjny
1 050 mln PLN 2009 2025 stopa zmienna + marża
Grupa ENERGA
Europejski Bank
Inwestycyjny
1 000 mln PLN 2013 2031 stopa zmienna + marża
Grupa ENERGA
Konsorcjum
banków
2 000 mln PLN 2019 2024/2025 stopa zmienna + marża
Grupa ENERGA SMBC
120 mln EUR
(522mln PLN)
2020 2025 stopa zmienna + marża
Grupa ENERGA
Europejski Bank
Inwestycyjny
150 mln EUR
(652 mln PLN)
2021 2038
stopa stała lub stopa
zmienna
Grupa PGNiG Supply &
Trading Gmbh
Deutsche Bank
80 mln EUR
(348 mln PLN)
2021
kredyt
odnawialny
stopa zmienna + marża
PGNiG Upstream Norway A.S.
Konsorcjum
Banków
700 mln USD
(2 754 mln PLN)
2022 2028 stopa zmienna + marża
1) Dane przeliczone na PLN wg kursu Narodowego Banku Polskiego dla EUR/PLN, CZK/PLN, USD/PLN, CAD/PLN zdnia 31 grudnia 2023 roku.
255Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Umowy kredytowe typu Project Finance funkcjonujące wGrupie ORLEN na dzień 31 grudnia 2023 roku
(powyżej 100 mln PLN)
Spółka/Grupa Nazwa banku
Kwota kredytu
zumowy
1
Rok podpisania
umowy
Ostateczny
termin spłaty
Oprocentowanie
Grupa ENERGA
Konsorcjum
banków
2 640 mln PLN 2023 2035 stopa zmienna + marża
Baltic Power Sp. zo.o.
Konsorcjum
banków
4 182 mln EUR
(18 185 mln PLN)
oraz 1 032 mln PLN
2023 2046 stopa zmienna + marża
Brak zabezpieczeń kredytów, prócz:
• finansowania pozyskanego przez PGNiG Upstream Norway A.S
– zabezpieczenie standardowe dla produktu typu RBL (Reserve
Based Loan),
• finansowania spółki Baltic Power Sp. zo.o. wramach struktury
Project Finance – zabezpieczenia standardowe dla tego rodzaju
produktu,
• finansowania spółki CCGT Ostrołęka Sp. zo.o. wramach struktury
Project Finance – zabezpieczenia standardowe dla tego rodzaju
produktu.
Kredyty konsorcjalne
Wzwiązku zpołączeniem ORLEN zGrupą LOTOS, została przejęta
umowa kredytowa wkwocie 500 mln USD składającą się zczęści
terminowej wkwocie 400 mln USD oraz części obrotowej wkwocie
100 mln USD. Wtrakcie 2023 roku umowa została spłacona.
Wwyniku połączenie ORLEN zPGNiG SA, została przejęta umowa
konsorcjalnego kredytu odnawialnego wkwocie 10 mld PLN. Kredyt
przeznaczony jest do finansowania bieżącej działalności operacyjnej
spółek zGrupy ORLEN. W2023 roku ORLEN skorzystał zmożliwości
przedłużenia terminu zapadalności kredytu konsorcjalnego okolejne
dwa lata. Wwyniku zakończenia procesu termin spłaty kredytu został
przedłużony do czerwca 2026 r. Na dzień 31 grudnia 2023 roku
ORLEN nie wykorzystywał tego finansowania.
Kredyty bilateralne
Kontynuowane oraz odnowione było wykorzystanie bilateralnych
umów kredytowych zbankami CaixaBank, Bank Pekao, Bank
Handlowy, BGK oraz PKO BP. Kredyty przeznaczone są głównie do
finansowania bieżącej działalności operacyjnej spółek Grupy ORLEN.
Na 31 grudnia 2023 roku umowa kredytowa zBankiem Gospodarstwa
Krajowego była dostępna wkwocie 2 mld PLN.
Wzwiązku zpołączeniem ORLEN zPGNiG SA, zostały przejęte
bilateralne umowy kredytów odnawialnych zawarte zbankami Credit
Agricole Bank Polska SA, SMBC oraz ICBC. Kredyty przeznaczone
były do finansowania bieżącej działalności operacyjnej spółek zGrupy
ORLEN. Na dzień 31 grudnia 2023 roku wszystkie umowy zostały
zamknięte.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
TABELA 54
Kredyty bilateralne zabezpieczone
gwarancjami Skarbu Państwa
Wefekcie połączenia ORLEN zPGNiG SA zostały przejęte bilateralne
umowy kredytów odnawialnych zabezpieczonych gwarancjami
Skarbu Państwa zawarte zbankami BGK oraz Pekao. Zabezpieczenia
kredytów wformie gwarancji Skarbu Państwa wynikały zmechanizmu
przewidzianego wart. 14 ust. 1 pkt 2 ustawy zdnia 26 stycznia 2022
roku oszczególnych rozwiązaniach służących ochronie odbiorców
paliw gazowych wzwiązku zsytuacją na rynku gazu. Wtrakcie 2023
roku obie umowy zostały zamknięte.
Kredyty inwestycyjne
Na dzień 31 grudnia 2023 roku ORLEN wramach umowy
zEuropejskim Bankiem Inwestycyjnym zawartej w2021 roku
wykorzystał całą kwotę dostępną wramach umowy, tj. 180 mln
EUR zterminem zapadalności w2029 roku. Na dzień 31 grudnia
2023 Spółka ENERGA wramach umowy zEuropejskim Bankiem
Inwestycyjnym zawartej w2021 roku, wykorzystała całą kwotę tj. 150
mln EUR zterminem zapadalności w2038 roku.
W2023 r. Baltic Power Sp. zo.o. podpisała umowy kredytowe na
finansowanie projektu budowy morskiej farmy wiatrowej włącznej
kwocie 3579 mln EUR (główne transze inwestycyjne) oraz 603 mln
EUR i1032 mln PLN (transze pomocnicze), zczego na 31 grudnia
2023 wykorzystała 240 mln EUR wramach transz głównych, 383 mln
PLN wramach transz pomocniczych oraz 228 mln EUR i72 mln PLN
wformie gwarancji iakredytyw wramach transz pomocniczych.
W2023 r. CCGT Ostrołęka Sp. zo.o. podpisała umowy kredytowe na
finansowanie projektu budowy bloku energetycznego wtechnologii
zasilania paliwem gazowym wraz zniezbędną infrastrukturą
towarzyszącą na łączną kwotę 2,64 mld PLN, zczego 2,45 mld PLN
to terminowy kredyt inwestycyjny, natomiast pozostała część to dwa
kredyty odnawialne przeznaczone na działalność operacyjną spółki
wkwocie 50 mln PLN ifinansowanie podatku VAT wokresie budowy
elektrowni wkwocie 140 mln PLN. Na 31 grudnia 2023 wykorzystanie
kredytu wyniosło 275 mln PLN.
256Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
Wprzypadku wybranych funkcjonujących umów kredytowych,
spółki zGrupy ORLEN zobowiązane są do utrzymywania ustalonych
wskaźników finansowych wokreślonych przedziałach. Wartość
głównego kowenantu (skonsolidowany dług netto/EBITDA przed
uwzględnieniem wpływu odpisów aktualizujących wartość aktywów
trwałych) zawartego wumowie kredytowej ORLEN wkwocie
1 415 mln EUR wyniosła 0,02. Pozostałe wskaźniki utrzymane są na
bezpiecznych poziomach.
Osiągnięte w2023 roku wskaźniki finansowe zaprezentowane
wpkt 1.3. niniejszego Sprawozdania potwierdzają pełną zdolność do
realizacji zobowiązań płatniczych wynikających zumów kredytowych
oraz innych umów zbankami iinstytucjami finansowymi.
Dodatkowe informacje dotyczące struktury zadłużenia Grupy
ORLEN zostały podane wpkt 14.6. Skonsolidowanego Sprawozdania
Finansowego za 2023 rok.
6.2.3. Emisja obligacji
iwykorzystanie wpływów
zemisji
W2023 roku wGrupie ORLEN funkcjonowały:
wORLEN wramach:
• niepublicznego programu emisji obligacji na rynku krajowym
(czynnego od 2006 roku) – seria C owartości nominalnej 1 mld PLN
oraz seria D owartości nominalnej 1 mld PLN;
• programu emisji średnioterminowych euroobligacji („Program
EMTN”) owartości 5 mld EUR – seria AiB każda owartości
nominalnej 500 mln EUR.
wORLEN Capital:
• emisja euroobligacji owartości nominalnej 750 mln EUR;
wpozostałych spółkach:
• programu emisji euroobligacji ENERGA Finance AB – seria
owartości nominalnej 300 mln EUR;
• umowy subskrypcji oraz umowy projektowej zawartych zEIB - 2
serie obligacji podporządkowanych owartości nominalnej każda po
125 mln EUR;
• program emisji obligacji senioralnych B8 Sp. zo.o. Baltic S.K.A. –
wykupywanych kwartalnie. Na 31.12.2023 do wykupu pozostawało
sześć serii emisji obligacji ołącznej wartości nominalnej 26 mln
USD.
Od 2006 roku ORLEN wykorzystuje niepubliczny program emisji
obligacji, zawarty zkonsorcjum polskich banków. Wgrudniu 2018 roku
limit zadłużenia został zwiększony z2 000 mln PLN do 4 000 mln
PLN. Środki pozyskane wramach emisji realizowanych na podstawie
tego programu są wykorzystywane na finansowanie bieżącej
działalności. Wgrudniu 2020 roku, wramach programu, ORLEN
wyemitował 5-letnie obligacje korporacyjne, oprocentowane według
zmiennej stopy procentowej owartości nominalnej 1 000 mln PLN
(seria C). Wmarcu 2021 roku, wramach programu, ORLEN wyemitował
10-letnie niezabezpieczone obligacje korporacyjne, oprocentowane
według stałej stopy procentowej owartości nominalnej 1 000 mln
PLN (seria D). Poziom oprocentowania emisji serii C iD uzależniony
jest od oceny (ratingu) agencji ESG, czyli MSCI ESG Research (UK)
Limited lub innego podmiotu, który ją zastąpi, mierzącą podatność
Spółki na istotne ryzyka związane wszczególności zwywiązywaniem
się przez Spółkę zzasad odpowiedzialności itroski ośrodowisko,
jego społeczną odpowiedzialnością oraz wdrożonym ładem
korporacyjnym, atakże sposób zarządzania przez Spółkę tymi
ryzykami, albo alternatywny rating ESG.
Spółka przeznaczyła środki zemisji powyższych obligacji na ogólne
cele korporacyjne, wtym na realizację celu ESG, rozumianego
jako utrzymanie przez Spółkę ratingu przyznanego przez MSCI
ESG Research (UK) Limited na poziomie zdaty emisji obligacji lub
osiągnięcie wyższego ratingu. Emisja obligacji serii C wformule
ESG-linked była pierwszą tego typu emisją przeprowadzoną na rynku
krajów Europy Środkowo-Wschodniej.
Obligacje serii C posiadają rating przyznany przez agencję Fitch
Ratings Ireland Limited spółka zograniczoną odpowiedzialnością
oddział wPolsce (Fitch Ratings). Na koniec 2023 roku agencja
ratingowa Fitch Ratings potwierdziła rating tych obligacji na poziomie
BBB+ oraz AA+(pol). Serie wszystkich programów emisji obligacji
(oprócz serii D obligacji korporacyjnych) zostały dopuszczone do
obrotu na Giełdzie Papierów Wartościowych wWarszawie S.A.
isą notowane na rynku regulowanym wramach platformy Catalyst
(dotyczy niewykupionych serii). Wmaju 2021 roku ORLEN ustanowił
program emisji średnioterminowych euroobligacji („Program
EMTN”). Na podstawie Programu EMTN Spółka może dokonywać
wielokrotnych emisji euroobligacji, wwielu transzach iwalutach,
oróżnej strukturze odsetkowej iterminach zapadalności. Wramach
Programu EMTN łączna wartość nominalna wyemitowanych
iniewykupionych euroobligacji wżadnym czasie nie przekroczy
kwoty 5 000 mln EUR lub równowartości tej kwoty winnych
walutach. Program EMTN otrzymał oceny ratingowe od agencji
Moody’s Investors Service oraz Fitch Ratings. Wcelu umożliwienia
wyemitowania euroobligacji jako tzw. obligacji zielonych Spółka
opracowała iopublikowała na swojej stronie internetowej zasady
zielonego finansowania („Green Finance Framework”). Spółka
określiła wnich m. in. cele zielonego finansowania, na które
przeznaczane będą środki zemisji zielonych euroobligacji.
257Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
Zasady Green Finance Framework, opublikowane przez ORLEN
zostały zrewidowane przez agencję Vigeo Eiris, spółkę zależną
Moody’s Corporation, oceniającą działalność emitentów wobszarze
ESG. Na podstawie dokonanego przeglądu Vigeo Eiris wydało dla
Spółki opinię (tzw. Second Party Opinion), która potwierdza zgodność
opublikowanych przez Spółkę zasad Green Finance Framework
zmiędzynarodowymi standardami Green Bond Principles iClimate
Transition Finance Handbook.
Wmaju 2021 roku, wramach tego programu, ORLEN wyemitował
7-letnie, zielone euroobligacje owartości nominalnej 500 mln EUR
(Seria A). Seria Aoprocentowana jest według stałej stopy procentowej
1,125%. Spółka uzyskała dla serii Arating jak dla Programu EMTN.
Wlipcu 2023 roku, wramach tego programu, ORLEN wyemitował
7-letnie, senioralne euroobligacje owartości nominalnej 500 mln EUR
(Seria B). Seria B oprocentowana jest według stałej stopy procentowej
4,75%. Spółka uzyskała dla serii B rating jak dla Programu EMTN.
Na koniec 2023 ratingi zostały utrzymane na niezmienionych
poziomach przyznanych przez Moody’s Investors Service oraz Fitch
Ratings, odpowiednio A3 iBBB+.
Spółka ORLEN Capital posiadała euroobligacje wyemitowane w2016
roku na łączną kwotę 750 mln EUR, które wczerwcu 2023 r. zostały
całkowicie wykupione zgodnie zharmonogramem.
Wramach programu emisji euroobligacji z2012 roku spółka ENERGA
Finance AB wyemitowała serię euroobligacji owartości nominalnej
300 mln EUR, której termin zapadalności przypada na marzec 2027
roku.
Wramach umowy subskrypcji oraz umowy projektowej zawartych
przez ENERGA zEuropejskim Bankiem Inwestycyjnym czynna
pozostaje jedna seria obligacji podporządkowanych owartości
nominalnej 125 mln EUR zterminem zapadalności przypadającym na
wrzesień 2027 roku.
Ponadto wokresie sprawozdawczym Grupa ENERGA realizowała
obsługę wewnętrznych programów emisji obligacji. Nominalna
wartość objętych przez ENERGĘ iniewykupionych obligacji zGrupy
Kapitałowej ENERGA według stanu na dzień 31 grudnia 2023 roku,
dotyczy emitenta ENERGA Operator onominalnej wartości obligacji
533 mln PLN.
W2023 roku spółka B8 Sp. zo.o. Baltic S.K.A. wramach programu
emisji obligacji senioralnych wykupiła zapadające transze wkwocie
22,4 mln USD. Rozliczenie obligacji senioralnych przypadających do
wykupu 31 grudnia 2022 roku nastąpiło – zgodnie zzapisami Umowy
Programu Emisji Obligacji - wdniu 2 stycznia 2023 roku, arozliczenie
obligacji senioralnych przypadających do wykupu 31 grudnia 2023
roku nastąpiło 2 stycznia 2024 roku. Na 31 grudnia 2023 roku
czynnych pozostaje sześć serii emisji ołącznej wartości nominalnej
26,2 mln USD, apo 2 stycznia 2024 roku pięć serii emisji ołącznej
wartości nominalnej 20,6 mln USD (wartość obligacji pozostających do
wykupu).
Emisje obligacji wramach Grupy ORLEN podlegają eliminacji
wramach standardowych procedur konsolidacyjnych. Dodatkowe
informacje oemisji obligacji zostały podane wpkt 14.7.3.
Skonsolidowanego Sprawozdania Finansowego za 2023 rok.
6.2.4. Udzielone iotrzymane
pożyczki
Na koniec 2023 roku wGrupie ORLEN funkcjonowały następujące
umowy pożyczek udzielonych przez Jednostkę Dominującą
podmiotom zGrupy ORLEN, których wartość nominalna przekraczała
100 mln PLN:
• pożyczka udzielona ORLEN Upstream Canada wstyczniu 2016
roku, której kwota wsierpniu 2019 roku aneksem do umowy
została zwiększona do 331,5 mln CAD (9 841 012 mln PLN wg
kursu średniego Narodowego Banku Polskiego dla CAD/PLN z29
grudnia 2023 roku). Saldo pożyczki pozostające do spłaty na dzień
31 grudnia 2023 roku wynosiło 260 mln CAD (845 772 mln PLN wg
kursu średniego Narodowego Banku Polskiego dla CAD/PLN zdnia
29 grudnia 2023 roku). Ostateczny termin spłaty pożyczki to 31
marca 2024 roku;
• pożyczka inwestycyjna udzielona Anwil wmaju 2019 roku wkwocie
do 336 mln PLN oraz 234 mln EUR (101 897 mln PLN wg kursu
średniego Narodowego Banku Polskiego dla EUR/PLN z29 grudnia
2023 roku). Łączne saldo pożyczki pozostające do spłaty na 31
grudnia 2023 roku wynosiło odpowiednio 204 mln PLN oraz 134
mln EUR (582 941 mln PLN wg kursu średniego Narodowego Banku
Polskiego dla EUR/PLN z29 grudnia 2023 roku). Ostateczny termin
spłaty pożyczki ustalony został na 30 grudnia 2025 roku;
• pożyczka inwestycyjna udzielona ORLEN Południe wmaju 2019
roku wkwocie do 263 mln PLN oraz 25 mln EUR (10 917 mln PLN
wg kursu średniego Narodowego Banku Polskiego dla EUR/
PLN z29 grudnia 2023 roku). Część walutowa pożyczki została
spłacona wcałości wczerwcu 2022 roku. Część złotówkowa
natomiast została spłacona wcałości wgrudniu 2023 roku;
• pożyczka udzielona ENERGA wmaju 2021 roku wkwocie do 1
000 mln PLN oraz pożyczka udzielona ENERGA wgrudniu 2022
roku wkwocie do 1 000 mln PLN. Strony wdniu 29 września 2023
roku zawarły porozumienie, na mocy którego wygaszono pierwszą
zumów ijednocześnie zwiększono kwotę drugiej do 3 000 mln
PLN. Saldo pożyczki pozostające do spłaty na 31 grudnia 2023 roku
wynosiło 2 300 mln PLN. Termin spłaty pożyczki został ustalony na
27 września 2024 roku;
• pożyczka inwestycyjna udzielona ORLEN Lietuva wczerwcu 2012
roku wkwocie 44,5 mln EUR (193 209 mln PLN wg kursu średniego
Narodowego Banku Polskiego dla EUR/PLN z29 grudnia 2024
roku). Saldo pożyczki pozostające do spłaty na 31 grudnia 2023
roku wynosiło 21 mln EUR (92143 mln PLN wg kursu średniego
Narodowego Banku Polskiego dla EUR/PLN zdnia 29 grudnia 2023
roku). Termin spłaty ostatniej raty pożyczki ustalony został na 31
marca 2026 roku;
• pożyczka inwestycyjna udzielona ORLEN Południe wczerwcu
2022 roku wkwocie do 42 mln EUR (18 397 mln PLN wg kursu
średniego Narodowego Banku Polskiego dla EUR/PLN z29 grudnia
2023 roku). Łączne saldo pożyczki pozostające do spłaty na 31
grudnia 2023 roku wynosiło 42 mln EUR (18 397 mln PLN wg kursu
średniego Narodowego Banku Polskiego dla EUR/PLN z29 grudnia
2023 roku). Ostateczny termin spłaty pożyczki ustalony został na
30 września 2030 roku;
258Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
• pożyczka inwestycyjna udzielona ORLEN Południe wczerwcu
2022 roku wkwocie do 197 mln PLN oraz 76 mln EUR (33 056 mln
PLN wg kursu średniego Narodowego Banku Polskiego dla EUR/
PLN z29 grudnia 2023 roku). Łączne saldo pożyczki pozostające
do spłaty na 31 grudnia 2023 roku wynosiło odpowiednio 197
mln PLN oraz 56 mln EUR (242 133 mln PLN wg kursu średniego
Narodowego Banku Polskiego dla EUR/PLN zdnia 29 grudnia 2023
roku). Ostateczny termin spłaty pożyczki ustalony został na 30
czerwca 2034 roku;
• pożyczka inwestycyjna udzielona ORLEN Unipetrol RPA wgrudniu
2022 roku wkwocie 60 mln EUR (2 681 mln PLN wg kursu
średniego Narodowego Banku Polskiego dla EUR/PLN z29
grudnia 2023 roku). Saldo pożyczki pozostające do spłaty na 31
grudnia 2023 roku wynosiło 60 mln EUR (2 681 mln PLN wg kursu
średniego Narodowego Banku Polskiego dla EUR/PLN zdnia 29
grudnia 2023 roku). Termin spłaty ostatniej raty pożyczki ustalony
został na 17 grudnia 2027 roku;
• pożyczka inwestycyjna udzielona LOTOS Oil we wrześniu 2021
roku wkwocie 335 mln PLN. Wkwietniu 2022 roku kwota pożyczki
została zwiększona do 505 mln PLN. Pożyczka została spłacona
wcałości wczerwcu 2023 roku.;
• pożyczka inwestycyjna udzielona spółce Grupa Azoty Polyolefins
wmaju 2021 roku wkwocie 200 mln PLN. Zgodnie zumową
wypłata jest możliwa wprzypadku spełnienia określonych
warunków przewidzianych wdokumentach finansowania
senioralnego. Na dzień 31 grudnia 2023 roku kwota pożyczki
wwyniku kapitalizacji odsetek (co pół roku) wyniosła 270 mln PLN.
Termin spłaty pożyczki przypada na 15 grudnia 2037 roku;
• pożyczka inwestycyjna dla Baltic Power Sp. zo.o. udzielona we
wrześniu 2023 r. wwysokości ok. 137 mln EUR (597 mln PLN wg
kursu średniego Narodowego Banku Polskiego dla EUR/PLN z29
grudnia 2023 roku) na pokrycie części wkładu własnego sponsora
wfinansowanie projektu budowy morskiej farmy wiatrowej. Na 31
grudnia 2023 roku pożyczka była wykorzystana wpełnej kwocie.
Termin spłaty ostatniej raty przypada na 30 czerwca 2046 roku.;
• pożyczka inwestycyjna udzielona CCGT Ostrołęka Sp zo.o. 28
czerwca 2023 przez ENERGA SA oraz ORLEN SA wrównych
częściach, włącznej kwocie do 1 300 mln PLN. Na 31 grudnia 2023
roku pożyczka nie została uruchomiona. Termin spłaty pożyczki
ustalony został na 2 stycznia 2037 roku;
• pożyczka inwestycyjna udzielona CCGT Ostrołęka Sp zo.o. z3
października 2023 przez ENERGA SA oraz ORLEN SA wrównych
częściach, włącznej kwocie do 650 mln PLN. Na 31 grudnia 2023
roku saldo pożyczki pozostające do spłaty wynosiło 410 mln PLN.
Termin spłaty pożyczki ustalony został na 2 stycznia 2037 roku;
• pożyczka udzielona Copernicus Windpark wpaździerniku 2023
roku wkwocie 223 mln PLN na spłatę długu zewnętrznego spółki.
Saldo pożyczki pozostające do spłaty na 31 grudnia 2023 roku
wynosiło 218 mln PLN. Termin spłaty ostatniej raty ustalony został
na 31 sierpnia 2038 roku;
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
• pożyczka dla UJAZD przejęta wpaździerniku 2023 roku wramach
projektu nabycia 100% udziałów tej spółki wkwocie 161 mln PLN.
Saldo pożyczki pozostające do spłaty na 31 grudnia 2023 roku
wynosiło 161 mln PLN. Termin spłaty pożyczki ustalony został na 30
grudnia 2033 roku;
• pożyczka dla EW DOBRZYCA przejęta wpaździerniku 2023 roku
wramach projektu nabycia 100% udziałów tej spółki wkwocie 210
mln PLN. Saldo pożyczki pozostające do spłaty na 31 grudnia 2023
roku wynosiło 210 mln PLN. Termin spłaty pożyczki ustalony został
na 30 grudnia 2033 roku;
• pożyczka dla WIND FIELD WIELKOPOLSKA przejęta wpaździerniku
2023 roku wramach projektu nabycia 100% udziałów tej spółki
wkwocie 235 mln PLN. Saldo pożyczki pozostające do spłaty na 31
grudnia 2023 roku wynosiło 235 mln PLN. Termin spłaty pożyczki
ustalony został na 30 grudnia 2033 roku;
• pożyczka inwestycyjna udzielona CCGT Grudziądz wgrudniu 2023
roku wkwocie 1 746 mln PLN. Na 31 grudnia 2023 roku pożyczka
nie została uruchomiona. Termin spłaty pożyczki ustalony został na
30 września 2038 roku;
• pożyczka inwestycyjna udzielona Energa Wytwarzanie wgrudniu
2023 roku wkwocie 270 mln PLN. Na 31 grudnia 2023 roku
pożyczka nie została uruchomiona. Termin spłaty pożyczki ustalony
został na 30 września 2038 roku.
Wdniu 31 grudnia 2019 roku, ENERGA zawarła ze spółką zależną
ENERGA Operator umowę pożyczki długoterminowej wkwocie 4 900
mln PLN, zprzeznaczeniem na refinansowanie zadłużenia ENERGA
Operator. wobec ENERGA ztytułu obligacji długoterminowych do
kwoty 1 566 mln PLN oraz na sfinansowanie programu inwestycyjnego
pożyczkobiorcy, realizowanego wlatach 2020-2023, do kwoty 3
334 mln PLN. Na dzień 31 grudnia 2023 roku wykorzystanie pożyczki
wyniosło 2 213 mln PLN. Wdniu 8 czerwca 2021 roku, ENERGA
zawarła ze spółką ENERGA OZE umowę pożyczki długoterminowej
wkwocie 579 mln PLN, zprzeznaczeniem na refinansowanie
zadłużenia ENERGA OZE wobec ENERGA ztytułu obligacji
długoterminowych. Na dzień 31 grudnia 2023 roku wykorzystanie
pożyczki wyniosło 423 mln PLN.
Na koniec 2022 roku wGrupie ORLEN funkcjonowały następujące
umowy pożyczek otrzymanych przez Jednostkę Dominującą od
podmiotów zGrupy ORLEN, których wartość nominalna przekraczała
100 mln PLN:
• umowa długoterminowej pożyczki zawarta zORLEN Capital
wczerwcu 2016 roku wkwocie 740 mln EUR. Termin spłaty został
ustalony na dzień 7 czerwca 2026 roku. Saldo pożyczki do spłaty
na dzień 31 grudnia 2023 roku wynosiło 133 mln EUR (5783 470
mln PLN wg kursu Narodowego Banku Polskiego dla EUR/PLN z29
grudnia 2023 roku);
259Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
• umowa krótkoterminowej pożyczki zawarta zORLEN Insurance
wmarcu 2021 roku wkwocie 15 mln USD (5966 mln PLN wg kursu
Narodowego Banku Polskiego dla USD/PLN z29 grudnia 2023
roku), wlutym 2022 roku przedłużona orok izwiększona do
kwoty 30 mln USD (11832 mln PLN wg kursu Narodowego Banku
Polskiego dla USD/ PLN zdnia 30 grudnia 2022 roku) oraz wmarcu
2023 roku ponownie przedłużona okolejny rok. Saldo pożyczki do
spłaty na dzień 31 grudnia 2023 roku wynosiło 30 mln USD (11832
mln PLN wg kursu Narodowego Banku Polskiego dla USD/PLN
z29 grudnia 2023 roku). Termin spłaty ustalony został na dzień 20
marca 2024 roku;
• umowa pożyczki odnawialnej zawarta zPGNiG Upstream Norway
AS wczerwcu 2022 roku wkwocie 500 mln EUR. Ostateczny
termin spłaty ustalony został na dzień 31 grudnia 2025 roku. Saldo
pożyczki do spłaty na dzień 31 grudnia 2023 roku wynosiło 360 mln
EUR (1 565 mln PLN wg kursu Narodowego Banku Polskiego dla
EUR/PLN zdni 29 grudnia 2023 roku).
Także ENERGA S.A. posiadała na dzień 31 grudnia 2023 roku
zaciągnięte pożyczki od podmiotu zależnego ENERGA Finance AB
(publ). Kontynuowane były zawarte wmarcu 2013 roku dwie pożyczki
na łączną kwotę 499 mln EUR, zterminem ostatecznej spłaty wdniu
28 lutego 2023 roku. Na dzień 31 grudnia 2023 roku wykorzystanie
w/wpożyczek wyniosło 110 mln EUR. Kontynuowana była również,
zawarta wczerwcu 2017 roku, pożyczka wwysokości 200 mln EUR
zterminem ostatecznej spłaty wdniu 28 lutego 2027 roku. Na dzień
31 grudnia 2023 roku wykorzystanie pożyczki wyniosło 180 mln EUR
(783 mln PLN wg kursu Narodowego Banku Polskiego dla EUR/PLN
z29 grudnia 2023 roku).
Wwyniku połączenia ORLEN iPGNiG S.A., na dzień 31 grudnia 2023
roku wykazywano następujące umowy pożyczek udzielonych przez
PGNiG S.A. podmiotom zdawnej Grupy PGNiG, których wartość
nominalna przekraczała 100 mln PLN:
• pożyczka odnawialna inwestycyjna udzielona PGNiG Upstream
Norway AS przez PGNiG S.A. wsierpniu 2010 roku na kwotę 4,1
mld NOK (1 585 mln PLN wg kursu średniego Narodowego Banku
Polskiego dla NOK/PLN zdnia 29 grudnia 2023 roku). Pożyczka
przeznaczona na finansowanie: celów korporacyjnych, zakupu
udziałów, nakładów inwestycyjnych iwydatków związanych
zdziałalnością poszukiwawczą PGNiG Upstream Norway AS. Na
dzień 31 grudnia 2023 roku nie wykorzystano środków pożyczki.
Ostateczny termin spłaty pożyczki to 31 grudnia 2031 roku;
• pożyczka odnawialna inwestycyjna udzielona PGNiG Upstream
Norway AS przez PGNiG S.A. wkwietniu 2020 roku na kwotę 5
mld NOK ( 1 934 mln PLN wg kursu średniego Narodowego Banku
Polskiego dla NOK/PLN zdnia 29 grudnia 2023 roku). Pożyczka
przeznaczona na finansowanie: celów korporacyjnych, zakupu
udziałów, nakładów inwestycyjnych iwydatków związanych
zdziałalnością poszukiwawczą PGNiG Upstream Norway AS. Na
dzień 31 grudnia 2023 roku nie wykorzystano środków pożyczki.
Ostateczny termin spłaty pożyczki to 31 grudnia 2031 roku;
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
• pożyczka inwestycyjna udzielona Elektrociepłowni Stalowa Wola
S.A. przez PGNiG S.A. wlutym 2018 roku na kwotę 610 mln PLN.
Pożyczka przeznaczona na finansowanie inwestycyjne związane
zbudową bloku parowo-gazowego wStalowej Woli. Na 31
grudnia 2023 roku wykorzystanie pożyczki wynosiło 311 mln PLN.
Ostateczny termin spłaty pożyczki to 30 czerwca 2033 roku;
• pożyczka inwestycyjna udzielona Elektrociepłowni Stalowa Wola
S.A. wkonsorcjum zBGK wmarcu 2018 roku na łączną kwotę
900 mln PLN (po 450 mln PLN każdy zkonsorcjantów). Pożyczka
przeznaczona na finansowanie inwestycyjne związane zbudową
bloku parowo-gazowego wStalowej Woli. Na 31 grudnia 2023 roku
wykorzystanie pożyczki wynosiło 688 mln PLN (344 mln PLN od
każdego zkonsorcjantów). Ostateczny termin spłaty pożyczki to 14
czerwca 2030 roku;
• pożyczka inwestycyjna udzielona Elektrociepłowni Stalowa
Wola S.A. wmarcu 2022 roku na kwotę 120 mln PLN. Pożyczka
przeznaczona na finansowanie celów związanych zprowadzeniem
bieżącej działalności spółki. Na 31 grudnia 2023 roku wykorzystanie
pożyczki wynosiło 120 mln PLN. Ostateczny termin spłaty pożyczki
to 30 czerwca 2033 roku;
• pożyczka inwestycyjna udzielona PGNiG Termika Energetyka
Przemysłowa S.Awlipcu 2017 roku na kwotę 314 mln PLN.
Pożyczka przeznaczona na finansowanie celów związanych
zprowadzeniem bieżącej iinwestycyjnej działalności spółki. Na 31
grudnia 2023 roku wykorzystanie pożyczki wynosiło 252 mln PLN.
Ostateczny termin spłaty pożyczki to 31 grudnia 2029 roku;
• pożyczka odnawialna inwestycyjna udzielona PGNiG Termika S.A.
wlipcu 2018 roku na kwotę 3 mld PLN. Pożyczka przeznaczona na
finansowanie potrzeb inwestycyjnych ipłynnościowych spółki. Na
31 grudnia 2023 roku wykorzystanie pożyczki wynosiło 3 mld PLN.
Ostateczny termin spłaty pożyczki to 30 czerwca 2028 roku;
• pożyczka odnawialna inwestycyjna udzielona Polskiej Spółce
Gazownictwa Sp. zo.o. wlutym 2019 roku na kwotę 867 mln PLN.
Pożyczka przeznaczona na sfinansowanie rozbudowy imodernizacji
krajowej sieci dystrybucji gazu. Na dzień 31 grudnia 2023 roku
wykorzystanie pożyczki wynosiło 867 mln PLN. Ostateczny termin
spłaty pożyczki to 31 grudnia 2025 roku;
• pożyczka odnawialna udzielona Polskiej Spółce Gazownictwa
Sp. zo.o. wlipcu 2019 roku na kwotę 2 333 mln PLN. Pożyczka
przeznaczona na finansowanie celów związanych zprowadzeniem
bieżącej iinwestycyjnej działalności spółki. Na dzień 31 grudnia
2023 roku wykorzystanie pożyczki wynosiło 2 333 mln PLN.
Ostateczny termin spłaty pożyczki to 30 czerwca 2029 roku;
• pożyczka odnawialna udzielona PGNiG Termika Energetyka
Przemysłowa S.A. wlistopadzie 2021 roku na kwotę 125 mln
PLN. Pożyczka przeznaczona na finansowanie celów związanych
zprowadzeniem bieżącej działalności spółki. Na dzień 31
grudnia 2023 roku wykorzystanie pożyczki wynosiło 95 mln PLN.
Ostateczny termin spłaty pożyczki to 30 grudnia 2033 roku;
• pożyczka odnawialna udzielona PGNiG Obrót Detaliczny Sp.
zo.o. wstyczniu 2022 roku na kwotę 1 500 mln PLN. Pożyczka
przeznaczona na finansowanie celów związanych zprowadzeniem
bieżącej działalności spółki. Na dzień 31 grudnia 2023 roku nie
wykorzystano środków pożyczki. Ostateczny termin spłaty pożyczki
to 20 stycznia 2027 roku;
260Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
• pożyczka odnawialna udzielona Polskiej Spółce Gazownictwa
Sp. zo.o. wmarcu 2022 roku na kwotę 2 200 mln PLN. Pożyczka
przeznaczona na finansowanie celów związanych zprowadzeniem
bieżącej iinwestycyjnej działalności spółki. Na dzień 31 grudnia
2023 roku wykorzystanie pożyczki wynosiło 1 634 mln PLN.
Ostateczny termin spłaty pożyczki to 31 grudnia 2036 roku;
• pożyczka odnawialna inwestycyjna udzielona PGNiG Termika S.A.
wmaju 2022 roku na kwotę 735 mln PLN. Pożyczka przeznaczona
na finansowanie potrzeb inwestycyjnych ipłynnościowych spółki.
Na dzień 31 grudnia 2023 roku nie wykorzystano środków pożyczki.
Ostateczny termin spłaty pożyczki to 31 grudnia 2044 roku;
• pożyczka odnawialna inwestycyjna udzielona PGNiG Termika
S.A. wgrudniu 2022 roku na kwotę 815 mln PLN. Pożyczka
przeznaczona na finansowanie potrzeb inwestycyjnych
ipłynnościowych spółki. Na dzień 31 grudnia 2023 roku
wykorzystanie pożyczki wynosiło 450 mln PLN. Ostateczny termin
spłaty pożyczki to 31 grudnia 2026 roku;
• pożyczka pomostowa udzielona Exalo Drilling S.A. wkwietniu
2023 roku na kwotę 230 mln PLN. Pożyczka przeznaczona
na finansowanie celów związanych zprowadzeniem bieżącej
działalności spółki. Na dzień 31 grudnia 2023 roku wykorzystanie
pożyczki wynosiło 230 mln PLN. Ostateczny termin spłaty pożyczki
to 29 marca 2024 roku;
• pożyczka odnawialna udzielona PGNiG Obrót Detaliczny Sp.
zo.o. wczerwcu 2023 roku na kwotę 1 200 mln PLN. Pożyczka
przeznaczona na finansowanie celów związanych zprowadzeniem
bieżącej działalności spółki . Na dzień 31 grudnia 2023 roku nie
wykorzystano środków pożyczki. Ostateczny termin spłaty pożyczki
to 31 grudnia 2025 roku;
• pożyczka inwestycyjna udzielona Polskiej Spółce Gazownictwa Sp.
zo.o. wpaździerniku 2023 roku na kwotę 494 mln PLN. Pożyczka
przeznaczona na finansowanie celów inwestycyjnych związanych
zrozbudową sieci gazowej iprzyłączeniem nowych odbiorców. Na
dzień 31 grudnia 2023 roku nie wykorzystano środków pożyczki.
Ostateczny termin spłaty pożyczki to 31 grudnia 2040 roku.
Pożyczki udzielone oraz otrzymane wramach Grupy ORLEN podlegają
eliminacji wramach standardowych procedur konsolidacyjnych.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
6.2.5. Udzielone poręczenia,
gwarancje ipozostałe
zobowiązania warunkowe
Na dzień 31 grudnia 2023 roku Grupa ORLEN wartość zobowiązań
pozabilansowych ztytułu udzielonych gwarancji iporęczeń
zmniejszyła się o(8 968) mln PLN do poziomu 27 483 mln PLN.
W2023 roku ww. wartość obejmowała:
• poręczenia igwarancje udzielone jednostkom zależnym na rzecz
podmiotów trzecich wwysokości 19 526 mln PLN, które dotyczyły
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;
• zabezpieczenia akcyzowe iakcyzę od wyrobów itowarów
znajdujących się wprocedurze zawieszonego poboru wwysokości
2 950 mln PLN;
• gwarancje dotyczące zobowiązań wobec osób trzecich
wystawione wtoku bieżącej działalności wwysokości 5 007 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.
Dodatkowe informacje dotyczące udzielonych poręczeń igwarancji
zostały przedstawiona wpkt 16.5.4. i17.5. Skonsolidowanego
Sprawozdania Finansowego za 2023 rok.
6.2.6. Instrumenty finansowe
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.
Polityki zarządzania ryzykiem rynkowym oraz strategie
zabezpieczające, które określają zasady pomiaru poszczególnych
ekspozycji, parametry ihoryzont czasowy zabezpieczania danego
ryzyka oraz stosowane instrumenty zabezpieczające.
Ryzyko rynkowe to możliwość negatywnego wpływu na wyniki
Grupy wynikająca ze zmiany rynkowych cen towarów, kursów
walutowych oraz stóp procentowych. Zarządzanie ryzykiem rynkowym
261Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
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.
Grupa ORLEN przy wykorzystaniu instrumentów finansowych
zabezpiecza następujące przepływy pieniężne:
• powstające wtoku działalności operacyjnej, wykonując terminowe
transakcje sprzedaży izakupu walut;
• związane zrealizacją płatności wwalutach obcych, wykonując
terminowe bądź spotowe transakcje wymiany walut;
• związane ze zmianą marż na sprzedawanych produktach
rafineryjnych ipetrochemicznych, wykorzystując wtym celu swapy
towarowe;
• związane zokresowym zwiększeniem zapasów operacyjnych,
wykorzystując wtym celu swapy towarowe;
• związane zniedopasowaniem czasowym wynikające zzakupu
isprzedaży ropy naftowej oraz produktów realizowanych drogą
morską, wykorzystując wtym celu swapy towarowe;
• związane zkontraktami kupna isprzedaży gazu, wykorzystując
wtym celu swapy towarowe
• wynikające zuprawdopodobnionych zobowiązań inależności
obejmujące zapewnienie wybranym odbiorcom formuł cenowych
opartych na cenie stałej wczasie, wykorzystując wtym celu swapy
towarowe;
• związane zpłatnościami odsetkowymi dotyczącymi zewnętrznego
finansowania wykorzystując wtym celu swapy procentowe (IRS)
iswapy walutowo-procentowe (CIRS);
• związane zobowiązkiem rozliczania emisji dwutlenku węgla,
wykonując terminowe bądź spotowe transakcje zakupu certyfikatów
do emisji CO
2
.
Instrumenty finansowe zostały szerzej przedstawione wpkt 16.1.
Skonsolidowanego Sprawozdania Finansowego za 2023 rok.
6.2.7. Ratingi
Według agencji ratingowych przeprowadzone przez ORLEN w2023
roku procesy akwizycyjne (przejęcia kapitałowe Grupy LOTOS
iPGNiG), konsolidujące polski sektor energetyczny, wpływają
pozytywnie na zwiększenie stopnia dywersyfikacji biznesowej
koncernu oraz stabilność przepływów pieniężnych. Wzwiązku ztym
agencja ratingowa Moody’s Investors Service iFitch Ratings utrzymała
rating spółki na niezmienionym poziomie odpowiednio A3 iBBB+.
Ratingi obligacji wyemitowanych przez Grupę ORLEN zostały opisane
wpkt 6.2.3. niniejszego Sprawozdania.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
262Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
6.3. Realizacja zamierzeń inwestycyjnych
W2023 roku ORLEN kontynuował realizację programu
inwestycyjnego – Olefiny III. Projekt osiągnął poziom zaawansowania
56,9 %. Wminionym roku Rada Nadzorcza ORLENU podjęła decyzje,
która umożliwiła zawarcie porozumienia zHyundai Engineering
Poland iTécnicas Reunidas, zmieniającego umowę na budowę
kompleksu instalacji Olefin III wformule EPCC. Konieczność
podpisania porozumienia zwykonawcą inwestycji wynika zaktualizacji
jej założeń, co spowodowane jest przede wszystkim wojną wUkrainie
oraz związanymi znią sankcjami itym samym rosnącymi kosztami
materiałów, zerwanymi łańcuchami dostaw oraz ograniczoną
dostępnością zasobów realizacyjnych. Dodatkowo, wramach projektu
Olefiny III realizowana jest modernizacja infrastruktury zasadniczej
wZakładzie Produkcyjnym wPłocku, atakże przygotowanie tej
infrastruktury pod przyszłe projekty rozwojowe, wtym ocharakterze
dekarbonizacyjnym. Potencjał tych projektów wzrasta zuwagi
na ostatnie zmiany rynkowe izaostrzenie regulacji europejskich.
Dodatkowo zawarto cztery duże kontrakty na zakres OSBL, które
są dedykowane dla Olefin III ipowiązane zistniejącą infrastrukturą
ORLEN wPłocku.
Wcelu maksymalizacji efektów inwestycji Olefiny III w2023 roku
kontynuowano prace nad projektem LDPE. Wtoku prac projektowych
odebrano projekt bazowy oraz przeprowadzono pierwszy
etap kontraktacji budowy wformule EPC nowej instalacji LDPE
(rozpoczęto przygotowania do uruchomienia drugiego etapu procesu
zakupowego).
Wramach programu rozwoju aktywów produkcyjnych zarówno po
stronie rafineryjnej, jak ipetrochemicznej, wZakładzie Produkcyjnym
wPłocku kontynuowano budowę nowoczesnej instalacji Wytwórni
Tlenu iAzotu III. Instalacja oprócz możliwości zapewnienia dostępu
do mediów pomocniczych tj. tlenu iazotu wysokiej czystości, będzie
wstanie produkować cenne gazy szlachetne zpowietrza min. argon.
Ukończenie inwestycji planowane jest w2025 roku.
W2023 roku kontynuowano prace przygotowawcze wramach
innych projektów petrochemicznych. Jednym ztakich projektów jest
Recykling Chemiczny, który zapewni cyrkularne wsady do Kompleksu
Olefin. W2023 roku wykonano Studium Wykonalności dla Kompleksu
Recyklingu Chemicznego wPłocku oraz rozpoczęto prace wkierunku
pozyskania licencji, projektu bazowego iprzyszłych wsadów na
instalację.
Kontynuowano budowę kluczowej instalacji Visbreakingu, która
umożliwi pogłębienie przerobu ropy naftowej izapewni zwiększenie
uzysku produktów lekkich. Pozostałość próżniowa, wykorzystywana
dotychczas do produkcji ciężkich olejów opałowych czy asfaltu,
dzięki instalacji Visbreakingu, będzie przetwarzana na produkty
wysokomarżowe tj. benzynę iolej napędowy.
Równolegle w2023 roku kontynuowana była realizacja inwestycji
wTGTU, która umożliwi oczyszczanie gazów resztkowych po
procesach utylizacji siarkowodoru iamoniaku. Prace mają zakończyć
się w2024 roku, auruchomienie instalacji będzie oznaczało istotną
redukcję emisji związków siarki do atmosfery.
Trwały także prace nad realizacją Programu CCS – wramach którego
pozyskano pozytywną decyzję CINEA co do wpisania projektu
ECO
2
CEE na kolejną listę projektów wspólnego zainteresowania
PCI/PMI. Ponadto pozyskano pozytywną decyzję, co do przyznania
dofinansowania wwysokości 2,54 mln EUR ze środków CEF Energy
na etap Studies. Przeprowadzono Studium Wykonalności celem
weryfikacji możliwości transportu CO
2
drogą kolejową zPłocka
iWłocławka do Terminala wGdańsku. Zaktualizowano podejście do
procesu kontraktacji Licencji iProjektu Bazowego dla technologii
wychwytu CO
2
zinstalacji wPłocku celem pozyskania ofert zrynku.
Dodatkowo poczyniono działania regulacyjne celem wypracowania
rozwiązań wramach propozycji zmian prawa krajowego (Prawo
Górnicze iGeologiczne oraz odpowiednie Rozporządzenia do PGiG)
jak ieuropejskiego.
Równolegle do działań ocharakterze inwestycyjnym realizowane były
inicjatywy wzakresie dekarbonizacji.
W2023 roku kontynuowano rozwój projektów wodorowych,
wtym zakończono prace techniczne, anastępnie uruchomiono 2
W2023 roku Grupa ORLEN zrealizowała nakłady inwestycyjne na poziomie 32 614 mln PLN tj.
o12 985 mln PLN (o66,2%) powyżej wykonania z2022 roku.
23% nakładów przeznaczono na Segment Rafineryjny, 19% na segment Energetyki, 18% na
Segment Petrochemii, 17% na Wydobycie, 16% Gaz oraz 6% na Detal.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
263Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
pierwsze publiczne stacje tankowania wodoru ORLEN wCzechach
(Praha-Barandov, Litvínov-Záluží). Rozwój stacji tankowania będzie
kontynuowany wkolejnych latach. ORLEN Unipetrol buduje szerokie
portfolio działań recyklingowych, które umożliwią efektywne
odzyskiwanie iprzetwarzanie odpadów tworzyw sztucznych
ibioodpadów do produkcji nowych petrochemikaliów ibiopaliw.
Rozszerzył swoją dotychczasową działalność wzakresie recyklingu
chemicznego osegment recyklingu mechanicznego, przejmując
spółkę REMAQ (w2009 roku REMAQ otworzyła zakład produkcyjny
na terenie przemysłowym wOtrokovice - posiada tam cztery
nowoczesne linie do regranulacji ołącznej wydajności 3 000 ton
miesięcznie. REMAQ jest najważniejszą inajszybciej rozwijającą się
firmą zajmującą się recyklingiem tworzyw sztucznych wRepublice
Czeskiej izajmuje ważną pozycję na rynku europejskim.
W2023 roku ORLEN Lietuva m.in. kontynuowała prace związane
zinwestycją pogłębionego przerobu ropy (BOB – ang. bottom
of abarrel). Najważniejsze działania, które obecnie są wtoku
wdrugiej fazie (ISBL EPC + OSBL EPC): dostarczono izmontowano
główne elementy odługim okresie realizacji (reaktor, separator
wysokociśnieniowy, kolumna próżniowa itp.), podpisano umowę
OSBL EPC. Realizacja projektu umożliwi zwiększenie uzysku lekkich
produktów naftowych ookoło 8%. Produkty znowej instalacji
konwersji będą przetwarzane wistniejących obiektach rafinerii,
awszystkie istniejące instalacje pozostaną czynne uwzględniając
efekty procesu optymalizacji przerobu ropy. Nowa instalacja
do konwersji pozostałości znacząco zwiększy kompleksowość
rafinerii, zbliży rafinerię do poziomu najlepszych rafinerii na świecie
ipoprawi wyniki finansowe spółki. Dzięki dodatkowej technologii
przerobu pozostałości, ORLEN Lietuva będzie wstanie poprawić
rentowność iutrzymać silną pozycję konkurencyjną dotychczasowej
działalności. W2023 roku ORLEN Lietuva przygotowywała się także
do realizacji budowy instalacji do Alkilacji. Jest to projekt poprawy
liczby oktanowej benzyny ozdolności produkcyjnej alkilatów na
poziomie 240 kt/rok. Wramach projektu doprecyzowano całkowite
nakłady inwestycyjne - projekt oczekuje na finalną decyzję
inwestycyjną. Wprojekcie zwiększającym produkcję asfaltów
do 574 kt/r - przeprowadzono przetarg na wykonawcę EPC oraz
pozyskano zgodę na realizację zterminem zakończenia w2025
roku. Wramach projektu lądowej farmy wiatrowej wpobliżu rafinerii
(~50 MW) - wybrano doradcę prawnego itechnicznego. Podpisano
także umowę zdoradcą finansowym. Równolegle trwały prace nad
umową kupna spółki deweloperskiej natomiast wramach projektu
Elektrowni słonecznej (~ 40 MW) na terenie rafinerii - prowadzono
postępowanie zakupowe na EPC. W2023 roku kontynuowano prace
wramach projektu Modernizacji Instalacji Odzysku Siarki, którego
celem jest zwiększenie konwersji iredukcja emisji SO
2
. Wramach
prac nad projektem zakończono postępowanie na LiPB (licencja
iprojekt bazowy) oraz uzyskano decyzję orealizacji. Zakłada się, że
realizacja projektu nastąpi wtrakcie postoju remontowego w2027
roku. Uzyskano także zgody na realizację zterminem zakończenia
w2024 roku dla projektu zwiększenia możliwości przeładunków
benzyny ioleju napędowego oraz instalacja odzysku oparów na
terminalu wMockavie. W2023 roku został przygotowany izłożony
wniosek na produkcję zielonego wodoru omocy 20 MW wramach
dofinansowania rządowego (15 mln EUR) dla którego uzyskano
zgodę na dofinansowanie. Podpisano umowę zLitewską Agencją
Zarządzania Projektami Środowiskowymi (EPMA). Trwają prace
nad częścią elektryczną oraz projektami technologicznymi dla
ISBL iOSBL. Projekt zgodnie zumową zEPMA powinien zostać
realizowany w2027 roku. W2023 roku rafineria kontynuowała proces
doskonalenia ipogłębiała efektywność procesu technologicznego.
Zakup imontaż zamiennika grzejnika reformera LK-2 KR-203
przyczyni się do wielomilionowych oszczędności. Do roku 2023
wprogramie „Koliber” zaproponowano 109 inicjatyw mających
na celu usprawnienie procesu technologicznego lub uzyskanie
innych korzyści wobszarze operacyjnym. Opracowano 90 ztych
inicjatyw (wdrożonych, odrzuconych, odłożonych, wtrakcie realizacji,
analizowanych). Realizacja tych inicjatyw wywarła bezpośredni
wpływ na „Solomon energy intensity index-EII” rafinerii. Wdrożone
irozliczone w2023 roku inicjatywy będą wywierać istotny wpływ na
wyniki finansowe spółki.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
264Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
W2023 roku ANWIL S.A. m.in. kontynuował realizację projektu
rozwojowego związanego ze zwiększeniem zdolności produkcyjnych
nawozów ookoło 0,5 mln ton rocznie do poziomu około 1,5 mln ton
rocznie. Projekt ten jest pochodną rosnącego popytu na nawozy
sztuczne. Wramach projektu w2023 roku zakończone zostały prace
związane zbudową oraz rozruchami mechanicznymi na kolejnych
dwóch kluczowych zakresach realizowanego projektu tj. instalacji
granulacji, jak również infrastruktury towarzyszącej. Ponadto
przeprowadzono rozruchy technologiczne idokonano odbiorów
instalacji kwasu azotowego, instalacji neutralizacji, jak również
bloku wodnego oraz części magazynowo-logistycznej. Wczwartym
kwartale 2023 roku działania projektowe skupiły się na pracach
związanych zrozpoczętym rozruchem technologicznym instalacji
granulacji. Spółka realizowała również prace przygotowawcze
wprojekcie Amoniak 120+. Wzwiązku zaktualizacją regulacji UE,
wtym m.in. wstępnym porozumieniem Parlamentu Europejskiego
iRady podwyższającym cel dla Unii Europejskiej wzakresie energii
ze źródeł odnawialnych na 2030 rok do poziomu 42,5%, dokonana
została aktualizacja założeń zakresu pozyskiwanych feasibility
study dla „zielonych” wariantów realizacji inwestycji. Wramach
trwającego postępowania zakupowego pozyskano odpowiadające
oczekiwaniom organizacji oferty techniczne irozpoczęto proces
negocjacji handlowych. We współpracy zORLEN S.A., kontynuowano
realizację projektu pn. Budowa HUB-uwodorowego wANWIL S.A.
mającego na celu umożliwienie Grupie Kapitałowej ORLEN wejście
na rynek zeroemisyjnych paliw wPolsce oraz stworzenie nowego
produktu jakim są paliwa wodorowe jakości automotive. W2023 roku
wykonawca przekazał całość dokumentacji projektowej, dostarczył
znaczną część kluczowych urządzeń, jak również zakończył prace
ziemne ibudowlane. Zkońcem 2023 roku prowadzono testy
systemów bezpieczeństwa oraz rozruchy mechaniczne. Pierwsze
uruchomienie instalacji planowane jest wpierwszym kwartale 2024
roku. Wramach projektu obligatoryjnego pn. Rozbudowa ujęcia wody
nad Wisłą, we współpracy zdoradcą techniczno-środowiskowym
opracowano koncepcję realizacji, dokumentację środowiskową,
projekt budowlany, rozpoczęto proces inwentaryzacji środowiskowej
oraz przygotowanie dokumentacji zakupowej. Realizacja projektu
ma przede wszystkim zapewnić ciągłość dostępu wody do celów
ANWIL S.A. Wodpowiedzi na zmiany regulacji Unii Europejskiej został
zaktualizowany cel redukcyjny realizowanego wANWIL S.A. Programu
Dekarbonizacji. Aktualny cel zakłada redukcję emisji CO
2
o25%
wperspektywie 2030 roku. Obecnie wskład Programu wchodzi 17
inicjatyw ołącznym potencjale redukcyjnym sięgającym ponad milion
ton CO
2
rocznie, zczego kluczową inicjatywę stanowi Projekt Amoniak
120 + (około 93% założonego potencjału redukcyjnego). ANWIL S.A.
uczestniczy wspólnie zORLEN Synthos Green Energy Sp. zo.o. –
Spółką zGrupy Kapitałowej ORLEN wprojekcie mającym na celu
budowę wPolsce modułowych reaktorów jądrowych (SMR) wzakresie
lokalizacji inwestycji na terenach należących do ANWIL S.A.
WORLEN Południe w2023 roku m.in. kontynuowano prace
związane ztematyką produkcji wodoru wykorzystywanego jako
paliwo do pojazdów. Rozpoczęto postępowania na wykonanie
studium wykonalności dla produkcji zielonego wodoru dla branży
automotive. WIII kwartale 2023 „zazieleniono” HUB produkcji
wodoru jakości automotive wTrzebini idostarczono na rynek paliwo
zgodne zTaksonomią UE (efekt redukcji emisji na poziomie min.
73,4%), co zapewniło realizację warunków umownych pomiędzy
ORLEN iNFOŚiGW oraz pozytywnie przyczyniło się do realizacji
celów klimatycznych GK ORLEN. Realizowano działania związane
zbiopaliwami zaawansowanymi. Wramach tych działań, zakończono
projekt budowy instalacji produkcji biodiesla zolejów pofryturowych
owydajności 30 tys. ton/rok. Zrealizowano umowę zfirmą AB
Industry dotyczącą budowy instalacji wformule PC oraz zrealizowano
umowę na dostawy sprzętu zastrzeżonego zlicencjodawcą (AT Agrar
Technik). Przeprowadzono testy rozruchowe instalacji zwynikiem
pozytywnym irozpoczęto ciągłą produkcję. Wramach wydłużania
łańcucha wartości wprocesie produkcji estrów metylowych kwasów
tłuszczowych, kontynuowano projekt budowy własnej tłoczni oleju
rzepakowego.
ORLEN Asfalt od kilku lat rozwija technologie asfaltowe, których
celem jest ograniczenie zużycia energii iemisji CO
2
wprocesie
realizacji inwestycji drogowych, wpisując się wnowe domeny
technologiczne Grupy ORLEN tj. redukcja emisji czy recykling
(rozwiązania oobiegu zamkniętym – GOZ), promując tym samym
(wspólnie zpartnerami) projekty zrównoważonego rozwoju. W2023
roku ORLEN Asfalt wszedł wostatni etap prac nad asfaltami do
mieszanek mineralno-asfaltowych zudziałem destruktu asfaltowego,
czyli asfaltu ikruszyw odzyskanych ze starych nawierzchni. Po
próbach laboratoryjnych, spółka dostarczyła nowy wariant asfaltu
modyfikowanego – ORBITON RC30 na odcinek doświadczalny,
realizowany na drodze wojewódzkiej DW 505 wokolicach Fromborka.
Wykonano także próbę produkcyjną drugiego wariantu asfaltu
modyfikowanego do recyklingu – ORBITON RC50, do zastosowań
wmieszankach mineralno-asfaltowych zdużym udziałem granulatu
asfaltowego. Technologie te powinny ułatwić firmom budowlanym
zastosowanie przy budowie iremontach dróg dużych ilości destruktu
asfaltowego, promując jednocześnie rozwiązania GOZ przy
zachowaniu odpowiedniej jakości. Nowe asfalty ORBITON RC mają
pojawić się wofercie Spółki na przełomie pierwszego idrugiego
kwartału 2024 roku. Wramach prac wdrożeniowych zrealizowano
ponadto odcinek doświadczalny drogi ozoptymalizowanej grubości
zasfaltami wysoko modyfikowanymi HiMA. Odcinek ten powstał
wramach współpracy zZarządem Dróg Powiatowych wBraniewie,
wprogramie ORLEN Asfalt pn. „Innowacyjne Drogi Samorządowe”.
Projekt ten ma na celu rozwój ipromocję innowacyjnych technologii
asfaltowych wbudowie dróg lokalnych, wtym energooszczędnych i/
lub długowiecznych nawierzchni asfaltowych.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
265Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
W2023 roku spółka ORLEN Laboratorium S.A. kontynuowała
działania zmierzające do określenia potrzeb analitycznych
dla nowobudowanego Kompleksu Olefiny III, co jest związane
zrozbudową Laboratorium Centralnego wPłocku wcelu
pozyskania nowej powierzchni stanowisk laboratoryjnych, jak
również zwiększeniem zaplecza aparaturowego onowe metody
badań wskazane przez licencjodawców oraz zapewnienia zasobów
ludzkich do obsługi nowej analityki. Spółka ORLEN Laboratorium
wykonywała również prace do zapewnienia obsługi analitycznej
nowobudowanych instalacji: CLAUS III iHYDROSUFREEN (typu
SCOT), WAO (zagospodarowanie ługu zużytego), Bioetanolu II
generacji oraz HVO (współuwodornienie olejów roślinnych) iUCO
(oleje posmażalnicze). Wzakresie obsługi strategicznych projektów
wGK ORLEN nastąpił rozwój analityki, który dotyczył m.in.: stabilizacji
procesu obsługi UCO FAME wTrzebini, stabilizacji procesu obsługi
Instalacji Granulatu (ANWIL S.A.) oraz Visbreakingu (ORLEN S.A.)
.ORLEN Laboratorium wykonywało również prace ukierunkowane na
rozwój technologii wodorowych wGK ORLEN poprzez zapewnienie
obsługi analitycznej dla wodoru jakości automotive. W2023 roku
zgłoszono gotowość wzakresie analityki dla Hub-uwodorowego we
Włocławku. Zgodnie zwymaganiami prawnymi przystąpiono również
do realizacji działań zmierzających do akredytacji metod badawczych
wodoru dla laboratoriów wTrzebini oraz we Włocławku. W2023
roku spółka ORLEN Laboratorium rozpoczęła również realizację prac
wramach przyznanego grantu (jako jeden zjego beneficjentów) do
projektu Projekt „HyQuality Europe” - Clean Hydrogen Partnership,
przewidzianego wlatach 2023-2025 (zdofinansowaniem ze
środków publicznych wramach Horizon Europe Framework
Programme (HORIZON) - HORIZON-JTI-CLEANH2-2022-02-09,
dotyczącego badań wodoru jakości automotive oraz oceny ryzyka
utraty parametrów jakościowych włańcuchu logistycznym (przy
wsparciu ORLEN S.A.). ORLEN Laboratorium uczestniczy również
wpracach Rady Doradczej Projektu MetHyTrucks (Metrology to suport
standardisation of hydrogen fuel sampling for heavy duty transport),
realizowanego wlatach 2023-2026 (zdofinansowaniem ze środków
publicznych), wspierająca merytorycznie opracowanie metodologii
pobierania próbek wodoru jakości automotive dla transportu
ciężkiego. Poprzez wsparcie projektu Spółka otrzyma dostęp do
zakresu prac iich wyników. Spółka uczestniczyła wdziałaniach
mających na celu poszukiwanie synergii zarówno zLOTOS Lab jak
iORLEN UniCRE a.s. wwypracowaniu wspólnego standardu metod
badawczych dla rop naftowych, tj. przygotowania metodologii wcelu
opracowania bazy wyników badań pod Assay dla rop naftowych
wykorzystywanych przez skonsolidowane obszary. Planowanym
efektem tych działań jest polepszenie jakości realizowanych usług
oraz wypracowanie wspólnego podejścia wcelu zapewnienia
optymalnej informacji dla strategicznego Klienta oraz możliwości
wykorzystywania wyników badań przez różne obszary. Spółka
realizowała także działania doskonalące ioptymalizujące procesy
laboratoryjne. Na podstawie przeprowadzonego Studium Solomona
(benchmark laboratoryjny) oraz wskazanych wytycznych do dalszego
rozważenia poprawy efektywności procesów laboratoryjnych,
wORLEN Laboratorium przygotowano zadania do szczegółowej
analizy, której celem było porównanie obecnych wyników ztymi, które
uzyskano podczas oceny. Na podstawie uzyskanych informacji ze
zrealizowanych zadań opracowano potencjały do doskonalenia, wtym
określono harmonogram ich wdrożenia oraz zakres dalszych działań
do realizacji.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
266Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Zwiększenie aktywów trwałych w2023 roku [mln PLN]
Zmiana aktywów trwałych wsegmentach [mln PLN]
WYKRES 77
WYKRES 78
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
267Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Do głównych projektów rozwojowych
realizowanych w2023 roku należały:
Rafineria
• Budowa instalacji Hydrokrakingu – Litwa
• Budowa instalacji Bioetanolu 2 Gen. – ORLEN Południe
• Budowa instalacji Visbreakingu – Płock
• Budowa instalacji HVO – Płock
• Budowa instalacji Hydrokrakingowego Bloku Olejowego – Gdańsk
• Budowa morskiego terminala przeładunkowego produktów
ropopochodnych na Martwej Wiśle – Gdańsk
Petrochemia
• Rozbudowa zdolności produkcyjnych olefin – Płock
• Rozbudowa zdolności produkcyjnych nawozów – Anwil
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
Energetyka
• Modernizacja aktywów oraz przyłączenie nowych odbiorców
– Grupa ENERGA
• Budowa CCGT Ostrołęka iCCGT Grudziądz
• Budowa farm fotowoltaicznych
• Projekt budowy morskiej farmy wiatrowej na Bałtyku
Detal
• Rozwój sieci stacji paliw oraz sprzedaży pozapaliwowej
• Rozwój sieci paliw alternatywnych
• Automaty paczkowe
Wydobycie
• Projekty PGNiG Upstream Norway iLotos Norge
• Projekty ORLEN Upstream wPolsce iKanadzie
Gaz
• Budowa imodernizacja przyłączy odbiorców do sieci – PSG
268Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
6.4. Perspektywy rozwoju działalności
Region Europy Środkowo-Wschodniej jest pod presją dwóch sił
napędzających przemiany wsektorze energii. Jedną znich jest zielona
transformacja, ukierunkowana na dekarbonizację ispowolnienie
zmian klimatu. Drugą jest zmiana źródeł ikierunków dostaw, związana
zzapewnieniem długoterminowego bezpieczeństwa energetycznego.
Każdy ztych obszarów transformacji niesie zsobą wyjątkowe
wyzwania imożliwości, kształtując krajobraz energetyczny regionu
idefiniując kierunki jego rozwoju na nadchodzące lata. Działania
związane ztransformacją energetyczną skupiają się wznaczącej
mierze na sektorze energetycznym, ponieważ jego udział wglobalnej
emisji gazów cieplarnianych jest największy. Wświetle obecnych
zmian jest już jasne, że konwencjonalne źródła energii bazujące na
paliwach kopalnych nie będą wprzyszłości opłacalne pod względem
środowiskowym i/lub ekonomicznym. Przewidywane obecnie daty
całkowitej rezygnacji zwykorzystania węgla wenergetyce mieszczą
się wprzedziale od 2023 roku wwypadku Słowacji do 2049 roku
wwypadku Polski. Kolejnym ważnym trendem wyłaniających się
zprognoz dla sektora energetycznego jest powszechna elektryfikacja.
Zapotrzebowanie wprzyszłości będzie zaspokajane przez
produkcję energii ze źródeł odnawialnych (elektrownie wiatrowe
isłoneczne), atakże – wniektórych krajach – przez energetykę
jądrową. Przewiduje się, że moc zainstalowana wodnawialnych
źródłach energii będzie się stale zwiększać. Wynika to zpostępującej
transformacji energetycznej ikonkurencyjności cenowej energii
zOZE. Rozwój OZE izapewnienie bezpieczeństwa energetycznego
wregionie będzie wymagać ścisłej współpracy wzakresie połączeń
elektroenergetycznych, umożliwiających przesył większych ilości
energii elektrycznej między krajami, które mogą dzięki temu wspierać
się nawzajem wbilansowaniu systemów.
Szeroko rozumiany sektor transportu (drogowy, kolejowy, wodny
ilotniczy), obejmujący zarówno przewóz osób, jak idóbr to jedno
znajwiększych źródeł emisji CO
2
wUnii Europejskiej. Tempo
odchodzenia od paliw kopalnych wsektorze transportu ciężkiego jest
wolniejsze, ponieważ samochody ciężarowe często są użytkowane
dłużej izrównanie ich kosztu zkosztem pojazdów zsilnikiem
spalinowymi jest bardziej odległe wczasie. Kolejne segmenty
sektora transportu - transport morski ilotniczy należą do sektorów
najtrudniejszych do zdekarbonizowania zuwagi na wysokie zużycie
energii iograniczone możliwości dostępu do energii elektrycznej
wdrodze do punktu docelowego. Wprzypadku transportu
morskiego proponowane jest wykorzystanie metanolu iamoniaku,
natomiast wzakresie transportu lotniczego rozwiązaniem mogą
być zrównoważone paliwa lotnicze. Zużycie biopaliw wtransporcie
osiągnie najwyższy poziom w2040 roku, anastępnie wraz
zpostępującą elektryfikacją będzie spadać.
Region Europy Środkowo-Wschodniej jest szczególnie narażony na
zagrożenia bezpieczeństwa energetycznego zpowodu bliskości
geograficznej Rosji oraz istniejących połączeń infrastrukturalnych
ztym krajem, takich jak ropo- igazociągi, których obecność
iwykorzystanie jest wynikiem uwarunkowań historycznych. Wzwiązku
ze świadomością istniejących zagrożeń, wiele krajów regionu od
wielu lat inwestuje wpodnoszenie odporności, dywersyfikuje swoje
możliwości importowe itworzy moce rezerwowe. Dzięki zbudowanym
wostatnich latach gazoportom oraz gazociągom zkierunków innych
niż wschodni nie doszło do ziszczenia się najgorszych scenariuszy
takich jak nagłe przerwy wdostawach energii elektrycznej czy brak
dostępności surowca. Pomimo to, aby zwiększyć odporność systemu
nieodzowna jest dalsza dywersyfikacja źródeł pozyskiwania energii,
zwłaszcza poprzez rozwój OZE ienergetyki jądrowej.
Wybuch wojny wUkrainie dobitnie uświadomił, że uzależnienie od
jednego źródła dostaw gazu ibrak działań dywersyfikacyjnych to
strategia niezwykle ryzykowna. Niedostateczna liczba połączeń
międzysystemowych ikierunków dostaw przyczyniła się do
pogłębienia kryzysu energetycznego. Działania niwelujące skutki
tych braków są obecnie realizowane wrekordowym tempie – wiele
procesów inwestycyjnych już ruszyło, awplanach są kolejne. Aby
uniknąć tworzenia osieroconych aktywów, należy jednak podejść do
problemu wsposób przemyślany. Konieczne są szczegółowe dyskusje
na temat tego, jak zmaksymalizować wykorzystanie infrastruktury,
aby uniknąć jej nadmiernej rozbudowy (izwiązanych ztym wysokich
kosztów), azdrugiej strony zapewnić odporność systemu. Należy przy
tym podkreślić, że nie jest to jedynie kwestia możliwości importowych,
lecz także m.in. zdolności magazynowych. Kwestią ozasadniczym
znaczeniu będzie, czy uda się tak zwiększyć przepustowość
infrastruktury gazowej, aby dopasować ją do faktycznego popytu,
atym samym uniknąć zbędnych wydatków na tzw. osierocone
aktywa gazowe. Wprzeciwnym wypadku nadmierna rozbudowa
mocy wydobywczych iprzesyłowych, przewyższająca popyt, który
według prognoz będzie maleć, może doprowadzić do ponownego
przesunięcia preferencji wstronę gazu ziemnego jako paliwa
przejściowego wdłuższym horyzoncie czasowym, hamując postęp
wysiłków na rzecz ograniczania emisji gazów cieplarnianych.
Rola Morza Bałtyckiego, które zapewnia możliwości pozyskiwania
zeroemisyjnej energii elektrycznej oraz tworzenia połączeń
międzysystemowych, rysuje się jako kluczowa wkontekście
transformacji energetycznej: morska energetyka wiatrowa, energetyka
jądrowa iMorze Bałtyckie to obszar, na którym zlokalizowana jest
kluczowa infrastruktura umożliwiająca dostawy ropy naftowej, gazu
ziemnego oraz energii elektrycznej.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
269Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Perspektywy rynkowe w2024 roku
Makro
Ropa Brent – w2024 roku oczekujemy porównywalnej cen ropy (r/r)
na poziomie ok. 82 USD/bbl. Przyrost wydobycia poza OPEC+ będzie
wdalszym ciągu przewyższał przyrost światowego popytu na ropę.
Aby utrzymać ceny ropy powyżej 80 USD/bbl OPEC+ będzie musiał
ograniczać wydobycie ropy.
Marża rafineryjna – w2024 roku oczekujemy spadku marż
rafineryjnych (r/r) do poziomu ok. 12 USD/bbl wefekcie planowanego
oddania do użytku nowych rafinerii (Dangote wNigerii iOlmeca
wMeksyku). Pojawienie się paliw ztych rafinerii na rynku doprowadzi
do nadwyżki podaży iobniżenia marż rafineryjnych do naturalnych
poziomów. Proces redukcji marż rozpocznie się nie wcześniej, niż
zkońcem 2024 r. ibędzie przebiegał stopniowo, awmiędzyczasie
marże rafineryjne pozostaną relatywnie silne.
Dyferencjał – w2024 roku oczekujemy spadku dyferencjału (r/r)
do poziomu ok. (-) 0,6 USD/bbl (premia) wefekcie zmiany struktury
przerabianych rop związanej zograniczeniem przerobu rosyjskiej ropy
REBCO wGrupie ORLEN.
Marża petrochemiczna – w2024 roku oczekujemy wzrostu marż
petrochemicznych ook. 5% (r/r) wefekcie stabilizacji notowań gazu
ziemnego poprawiającej konkurencyjność gospodarki europejskiej
iwpływającej na zwiększenie utylizacji jednostek produkcyjnych.
Gaz ziemny – w2024 roku oczekujemy spadku cen gazu (r/r) do
poziomu ok. 170 PLN/MWh wefekcie wysokiego zakontraktowania
importu gazu do Europy (wszczególności LNG), relatywnie wysokich
stanów magazynowych oraz powolnego odbudowywania popytu.
Energia elektryczna – w2024 roku oczekujemy spadku cen energii
elektrycznej (r/r) do poziomu ok. 450 PLN/MWh wefekcie wzrostu
produkcji energii elektrycznej zOZE tj. tanich źródeł oraz spadku
notowań praw do emisji CO
2
.
Gospodarka
PKB – Polska 2,8%, Niemcy (-) 0,4%, Czechy 0,7%, Litwa 1,8%, Słowacja
2,0%, Węgry 2,6% (projekcje Polska, Niemcy, Czechy, Słowacja, Węgry
(CITI luty 2024 rok), Litwa (LB styczeń 2024 rok)).
Konsumpcja paliw – prognozowany wzrost sprzedaży paliw wPolsce
wefekcie poprawy sytuacji rynkowej przy niższej sprzedaży paliw na
pozostałych rynkach (r/r).
Gaz - prognozowany wzrost zużycia gazu (r/r) wefekcie niższych cen
surowca oraz wzrostu popytu ze strony przemysłu.
Energia - prognozowana stabilizacja krajowego zużycia energii
elektrycznej (r/r).
Regulacje
Ustawa oszczególnej ochronie niektórych odbiorców paliw
gazowych – gazowa składka na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny
wobszarze wydobycia gazu ziemnego wPolsce (ujemny wpływ na
wynik segmentu Wydobycie wwysokości ok. (-) 15,5 mld PLN) oraz
wpływy ztytułu rekompensat wobszarze sprzedaży idystrybucji gazu
wPolsce wynikające zustalenia ceny maksymalnej poniżej taryfy
(dodatni wpływ wwysokości do 5,0 mld PLN).
Narodowy Cel Wskaźnikowy – wzrost poziomu bazowego z8,9 do
9,1% (zredukowany wskaźnik dla ORLEN S.A. wynosi 6,6%).
E10 – wprowadzenie na stacjach ORLEN wPolsce benzyny ze
zwiększoną zawartością bioetanolu od początku 2024 roku.
Działalność inwestycyjna Grupy ORLEN
w2024 roku
Planowane nakłady inwestycyjne na
2024 rok wynoszą 38,6 mld PLN, wtym
27,9 mld PLN na Rozwój i10,7 mld PLN na
utrzymanie.
Największe nakłady zostaną
przeznaczone na wydobycie 7,0 mld PLN,
segment petrochemiczny 6,2 mld PLN,
energetykę 5,7 mld PLN, rafinerię 4,3 mld
PLN, gaz 3,5 mln PLN, detal 1,1 mld PLN
oraz 0,1 mld PLN na funkcje korporacyjne.
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
270Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Główne projekty rozwojowe w2024 roku:
Rafineria
• Budowa instalacji Hydrokrakingu – Litwa
• Budowa instalacji Bioetanolu 2 Gen. – ORLEN Południe
• Budowa instalacji Visbreakingu – Płock
• Budowa instalacji HVO – Płock
• Budowa instalacji Hydrokrakingowego Bloku Olejowego – Gdańsk
• Budowa morskiego terminala przeładunkowego na Martwej Wiśle
– Gdańsk
Petrochemia
• Rozbudowa zdolności produkcyjnych olefin – Płock
• Rozbudowa zdolności produkcyjnych nawozów – Anwil
Energetyka
• Modernizacja aktywów oraz przyłączenie nowych odbiorców do
sieci – Grupa ENERGA
• Budowa CCGT Ostrołęka iCCGT Grudziądz
• Budowa farm fotowoltaicznych
• Budowa morskiej farmy wiatrowej na Bałtyku
Detal
• Rozbudowa, modernizacja oraz rebranding sieci stacji paliw
• Rozbudowa sieci sprzedaży pozapaliwowej
• Rozbudowa sieci paliw alternatywnych
Wydobycie
• Projekty wydobywcze wNorwegii, wtym: zagospodarowanie złóż
Tommeliten Alpha iFenris oraz obszaru Yggdrasil
• Projekty wydobywcze wPolsce
Gaz
• Modernizacja sieci gazowej oraz przyłączenie nowych odbiorców
do sieci – PGNiG PSG
Planowane zwiększenie aktywów trwałych
wsegmentach w2024 roku [mld PLN]
Planowany CAPEX [mld PLN]
WYKRES 79
6. Wyniki finansowe Grupy ORLEN
271Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
7
Jednostka
dominująca
Grupy ORLEN
- ORLEN S.A.
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN – ORLEN S.A.
7.1 Kapitał istruktura akcjonariatu ORLEN S.A.
7.2 Notowania akcji ORLEN S.A.
7.3 Polityka dywidendowa
7.4 Działalność operacyjna
7.5 Wyniki finansowe
7.6 Zarządzanie zasobami finansowymi
7.7 Zatrudnienie
7.8 Wynagrodzenia osób zarządzających inadzorujących
272Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
7.1. Kapitał istruktura akcjonariatu ORLEN
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
Zamieszczone poniżej elementy Sprawozdania Zarządu ORLEN wniniejszym Sprawozdaniu
Zarządu zdziałalności Grupy ORLEN są zgodne zzapisem § 71 ust. 8 Rozporządzenia
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.
Struktura akcjonariatu ORLEN
1
WYKRES 80
• Na dzień 31 grudnia 2023 roku Kapitał zakładowy ORLEN dzielił się
na 1 160 942 049 akcji zwykłych na okaziciela owartości nominalnej
1,25 PLN. Nie istnieją ograniczenia dotyczące przenoszenia praw
własności akcji ORLEN.
• Zarząd ORLEN nie posiada informacji oumowach wpływających na
przyszłą zmianę ilości akcji posiadanych przez dotychczasowych
akcjonariuszy.
• W2023 roku wGrupie ORLEN nie był realizowany program akcji
pracowniczych.
• 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.
• Członkowie Zarządu ORLEN na dzień 31 grudnia 2023 roku nie
posiadali akcji Spółki.
• Członek Rady Nadzorczej ORLEN Pan Roman Kusz posiadał na
dzień 31 grudnia 2023 roku 925 akcji Spółki.
1) Zgodnie zinformacjami zNadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ORLEN zdnia
6 lutego 2024 roku.
7. Jednostka dominująca Grupy
ORLEN - ORLEN S.A.
273Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
7.2. Notowania akcji ORLEN
Akcje ORLEN notowane są na rynku podstawowym Giełdy Papierów
Wartościowych wWarszawie wsystemie notowań ciągłych iwchodzą
wskład indeksów WIG, WIG20, WIG30, WIG-Poland, WIG-ESG,
atakże indeksu branżowego WIG-PALIWA wktórym udział wportfelu
kształtuje się na poziomie około 95%.
W2023 roku indeks największych spółek WIG20 zyskał na wartości
30,75% (r/r), natomiast indeks WIG wzrósł o36,54% (r/r). Wtym okresie
cena akcji ORLEN wzrosła o1,96% (r/r). Uwzględniając jednak wypłatę
dywidendy oraz jej reinwestycję roczna stopa zwrotu zinwestycji
wakcje ORLEN wyniosła 10,60% licząc wPLN. Wubiegłym roku na
rynku podstawowym właściciela zmieniło 551,5 mln akcji.
Kluczowe dane dotyczące akcji ORLEN
Kluczowe Dane j.m. 2023 2022 2021 zmiana %
1 2 3 4 5 6=(3-4)/4
Zysk netto przypadający na akcjonariuszy
Jednostki Dominującej
mln PLN 20 680 39 677 11 122 -47,9%
Kurs maksymalny
1
PLN 71,72 83,66 91,20 -14,3%
Kurs minimalny
1
PLN 53,38 49,05 56,00 8,8%
Cena akcji na koniec roku
2
PLN 65,50 64,24 74,34 2,0%
Średnia cena wokresie
2
PLN 63,28 68,37 72,70 -7,4%
Wskaźnik P/E
3
średni 3,6 2,0 2,8 80,0%
Wskaźnik P/E
3
na koniec roku 3,7 1,9 2,9 94,7%
Liczba wyemitowanych akcji szt. 1 160 942 049 1 160 942 049 427 709 061 0,0%
Kapitalizacja na koniec roku mln PLN 76 042 74 579 31 796 2,0%
Średnia dzienna wartość obrotów mln PLN 139 80 79 73,8%
Średni dzienny wolumen obrotu szt. 2 206 063 1 656 563 1 109 013 33,2%
1) Wartość akcji wg kursów transakcyjnych.
2) Ceny akcji wg kursów zamknięcia poszczególnych notowań.
3) P/E– cena rynkowa akcji (P) / wartość zysku netto przypadającą na jedną akcję (earnings per share – EPS).
Notowania ORLEN na GPW wlatach 1999 – 2023 [PLN/akcję]
WYKRES 81
Źródło: Opracowanie własne na podstawie Giełdy Papierów Wartościowych.
TABELA 55
274Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
7.3. Polityka
dywidendowa
Zgodnie zaktualizacją Strategii do 2030 roku opublikowaną wlutym
2023 roku, Grupa ORLEN ma większe możliwości inwestycyjne
oraz większe możliwości dzielenia się zyskiem zakcjonariuszami.
Nowa polityka dywidendowa zakłada coroczną wypłatę dywidendy
wwysokości 40 proc. skorygowanych wolnych przepływów
pieniężnych, nie mniej jednak niż dywidenda gwarantowana
wynosząca 4,00 PLN na akcję za 2022 roku irosnącą wtempie 0,15
PLN rocznie do poziomu 5,20 PLN w2030 roku. Rekomendowany
poziom dywidendy zzysku za 2023 rok wynosi 4,15 PLN na akcję.
Notowania ORLEN iWIG20 na GPW w2023 roku
1
WYKRES 82
1) Zmiana procentowa notowań ORLEN iWIG 20 wstosunku do notowań z30 grudnia 2022 roku.
Źródło: Opracowanie własne na podstawie Giełdy Papierów Wartościowych.
275Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
7.4. Działalność operacyjna
W2023 roku łączna sprzedaż wolumenowa (po eliminacji sprzedaży ropy naftowej do spółek
Grupy ORLEN) osiągnęła poziom 27 153 tysięcy ton ibyła wyższa o15,7% (r/r) głównie
wwyniku połączenia zGrupą LOTOS iGrupą PGNiG.
Sprzedaż ORLEN wpodziale segmentowym [mln PLN/ tys. ton]
Sprzedaż
2023 2022 2021
zmiana %
Wartość Wolumen Wartość Wolumen Wartość Wolumen
1 2 3 4 5 6 7 8=(2-4)/4 9=(3-5)/5
Segment Rafineria 109 244 18 248 126 690 15 232 58 051 10 219 (13,8%) 19,8%
Lekkie destylaty
1
10 113 2 624 10 537 2 057 4 951 1 629 (4,0%) 27,6%
Średnie destylaty
2
42 892 10 863 56 847 9 905 18 502 6 264 (24,5%) 9,7%
Frakcje ciężkie
3
6 859 3 113 5 917 2 207 3 153 1 726 15,9% 41,1%
Pozostałe
4
49 380 1 648 53 389 1 063 31 445 600 (7,5%) 55,0%
Segment
Petrochemia
5 540 1 457 9 645 1 905 6 137 1 604 (42,6%) (23,5%)
Monomery
5
2 698 619 5 017 878 3 307 719 (46,2%) (29,5%)
Polimery
6
277 53 - - - - - -
Aromaty
7
662 170 1 018 206 599 157 (35,0%) (17,5%)
PTA 1 519 413 2 667 572 1 483 518 (43,0%) (27,8%)
Pozostałe
8
384 202 943 249 748 210 (59,3%) (18,9%)
Segment Energetyka 7 211 0 7 318 0 2 530 0 (1,5%) -
Segment Detal 35 383 6 609 42 169 6 204 22 852 5 452 (16,1%) 6,5%
Lekkie destylaty
1
12 513 2 597 14 404 2 392 7 821 2 085 (13,1%) 8,6%
Średnie destylaty
2
18 159 4 012 23 646 3 812 11 638 3 367 (23,2%) 5,2%
Pozostałe
9
4 711 - 4 119 - 3 393 - 14,4% -
Segment Wydobycie 3 322 670 626 100 0 0 430,7% 570,0%
NGL 69 0 18 0 0 0 283,3% -
Ropa naftowa 1 288 572 238 82 0 0 441,2% 597,6%
Gaz ziemny 1 402 0 265 0 0 0 429,1% -
LNG 89 23 41 4 0 0 117,1% 475,0%
Pozostałe 474 75 64 14 0 0 640,6% 435,7%
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
TABELA 56
276Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Segment Gaz 90 028 169 22 958 21 0 0 292,1% 704,8%
Gaz ziemny 67 476 0 20 318 0 0 0 232,1% -
LNG 640 169 207 21 0 0 209,2% 704,8%
Energia
elektryczna
6 743 0 1 350 0 0 0 399,5% -
Pozostałe 15 169 0 1 083 0 0 0 1300,6% -
Funkcje korporacyjne 241 - 219 - 110 - 10,0% -
Razem 250 969 27 153 209 625 23 462 89 680 17 275 19,7% 15,7%
1) Benzyna, LPG.
2) Olej napędowy, lekki olej opałowy, paliwo lotnicze, wsegmencie Detalicznym olej napędowy
3) Ciężki olej opałowy, asfalt, oleje.
4) Pozostałe (wartościowo) – obejmuje przychody ze sprzedaży ropy naftowej do spółek Grupy ORLEN wkwocie 41 503 mln PLN w2023 roku,49 671 mln PLN w2022 roku i30 215 mln PLN
w2021 roku. Zawiera również przychody ze sprzedaży usług segmentu. Pozostałe (wolumenowo) - obejmuje głównie benzynę do pirolizy, pozostałość próżniową, reformat oraz siarkę. Pozostałe
(wolumenowo) - nie obejmuje sprzedaży ropy naftowej do spółek Grupy ORLEN wwysokości 16 321 tys. ton w2023 roku ,15 791 tys. ton w2022 roku i14 790 tys. ton w2021 roku.
5) Etylen, propylen.
6) Polietylen.
7) Benzen, toluen, paraksylen, ortoksylen.
8) Pozostałe (wartościowo) – zawiera przychody ze sprzedaży usług segmentu. Pozostałe (wolumenowo) - obejmuje głównie aceton, butadien, fenol, glikole oraz tlenek etylenu.
9) Pozostałe (wartościowo) - obejmuje przychody ze sprzedaży towarów iusług pozapaliwowych.
Sprzedaż ORLEN wsegmencie Rafineria (po eliminacji sprzedaży
ropy naftowej do spółek Grupy ORLEN) w2023 roku zwiększyła się
o19,8% (r/r) do poziomu 18 249 tys. ton. Wyższy poziom sprzedaży był
efektem zwiększenia sprzedaży we wszystkich grupach produktów,
wtym głównie benzyn, olejów napędowych, asfaltów, paliwa Jet A-1
oraz ciężkiego oleju opałowego odpowiednio o31,8%, 10,3%, 70,8%,
28,5% oraz 19,1% (r/r).
Sprzedaż ORLEN wsegmencie Petrochemia w2023 roku wyniosła
1 457 tys. ton ibyła niższa o(-) 448 tys. ton (r/r) tj. o(-) 23,5% głównie
wwyniku spadku (r/r) sprzedaży olefin o(-) 29,5%, PTA o(-) 27,8%,
benzenu o(-) 17,4%, butadienu o(-) 21,9%, glikoli o(-) 15,5% oraz
tlenku etylenu o(-) 25,9%. Spadek został częściowo skompensowany
wyższym wolumenem polietylenu, którego sprzedaż rozpoczęto
w2023 roku.
Wolumen sprzedaży paliw wsegmencie Detalu w2023 roku wzrósł
o6,5% (r/r) głównie wwyniku wyższej sprzedaży benzyn o9,3% oraz
oleju napędowego o5,2%.
Wzrosty sprzedaży (r/r) wsegmencie Gazu iWydobycia wynikają
głównie zpełnego ujęcia danych spółek dawnej Grupy LOTOS iGrupy
PGNiG w2023 roku.
W2023, 2022 i2021 roku Spółka uzyskała przychody ze sprzedaży
od trzech odbiorców produktów itowarów włącznej kwocie
odpowiednio 54 391 mln PLN, 81 339 mln PLN i50 541 mln PLN,
które indywidualnie przekroczyły poziom 10% łącznych przychodów
ze sprzedaży. Odbiorcami tymi były jednostki zależne od ORLEN
idotyczyły one głównie segmentu Rafineria.
W2023 i2022 roku wORLEN S.A. nie wystąpiły transakcje zawarte
zpodmiotami powiązanymi na warunkach innych niż rynkowe.
Transakcje oraz stan rozrachunków Spółki zpodmiotami powiązanymi
zostały przedstawione wSprawozdaniu Finansowym ORLEN za
2023 rok wpkt 15.7.2. natomiast transakcje ORLEN zjednostkami
powiązanymi ze Skarbem Państwa wpkt 15.7.3.
Zestawienie istotnych transakcji (powyżej 100 mln PLN) pomiędzy
Jednostką Dominującą apodmiotami powiązanymi w2023 roku
zostało zaprezentowane wponiższej tabeli.
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
277Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Istotne transakcje wGrupie ORLEN w2023 roku [mln PLN]
Strona transakcji Sprzedaż Jednostki Dominującej Zakupy Jednostki Dominującej
ORLEN Paliwa Sp. zo.o. 30 328 1 855
ORLEN Lietuva AB 24 109 2 956
RPA s.r.o. 17 853 2 214
ORLEN Energia Sp. zo.o. 11 820 4 359
PGNiG Obrót Detaliczny Sp. zo.o. 4 198 1 013
BOP Sp. zo.o. 2 614 43
Grupa PGNiG Termika 2 402 4 237
ANWIL S.A. 2 122 169
ORLEN Asfalt Sp. zo.o. 1 865 1
ORLEN Trading Switzerland GmbH 1 722 5 126
PGNiG Supply Trading GmbH 1 283 16 924
ORLEN Południe S.A. 1 186 2 523
ORLEN Oil Sp. zo.o. 835 517
Elektrociepłownia Stalowa Wola 776 469
Lotos SPV1 Sp. zo.o. 742 0
Gas Storage Poland Sp. zo.o. 599 549
Lotos Oil S.A. 506 1
Energa Obrot S.A. 359 461
PST LNG TRADING LIMITED 0 2 872
RAFGdansk 0 2 865
LOTOS Kolej Sp. zo.o. 19 999
ORLEN Projekt Sp. zo.o. 2 553
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
TABELA 57
278Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
7.5. Wyniki finansowe
Szczegółowe zasady sporządzenia
rocznego sprawozdania finansowego
ORLEN zostały opisane wpkt 2
Sprawozdania Finansowego ORLEN za
2023 rok.
Wybrane pozycje sprawozdania zzysków lub strat iinnych całkowitych dochodów
Wyszczególnienie, mln PLN 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5 6
Przychody ze sprzedaży 250 969 209 625 89 680 41 344 19,7%
Koszt własny sprzedaży (209 139) (169 290) (78 917) (39 849) (23,5%)
Zysk brutto ze sprzedaży 41 830 40 335 10 763 1 495 3,7%
Koszty sprzedaży (9 132) (6 662) (5 074) (2 470) (37,1%)
Koszty ogólnego zarządu (2 304) (1 518) (1 138) (786) (51,8%)
Pozostałe przychody operacyjne 18 928 22 325 5 090 (3 397) (15,2%)
Pozostałe koszty operacyjne (25 583) (11 020) (1 804) (14 841) (132,2%)
(Strata) ztytułu utraty wartości należności handlowych (137) (27) (7) (110) (407,4%)
Zysk zdziałalności operacyjnej wg LIFO powiększony
oamortyzację (EBITDA LIFO) przed odpisami
aktualizującymi
1
44 250 48 036 6 691 (3 786) (7,9%)
Zysk zdziałalności operacyjnej wg LIFO powiększony
oamortyzację (EBITDA LIFO)
29 725 44 566 6 613 (14 841) (33,3%)
Zysk zdziałalności operacyjnej powiększony
oamortyzację (EBITDA)
28 829 46 252 9 936 (17 423) (37,7%)
Zysk zdziałalności operacyjnej (EBIT) 23 602 43 433 7 830 (19 831) (45,7%)
Przychody finansowe 7 820 4 642 3 333 3 178 68,5%
Koszty finansowe (3 062) (3 141) (1 258) 79 2,5%
Przychody ikoszty finansowe netto 4 758 1 501 2 075 3 257 217,0%
Zysk przed opodatkowaniem 26 239 44 785 9 899 (18 546) (41,4%)
Podatek dochodowy (5 023) (5 057) (1 501) 34 0,7%
Zysk netto 21 216 39 728 8 398 (18 512) (46,6%)
1) Odpisy netto aktualizujące wartość rzeczowych aktywów trwałych iwartości niematerialnych:
- 2023 rok wwysokości (14 525) mln PLN – dotyczyły głównie segmentu Petrochemia iWydobycie,
- 2022 rok wwysokości (3 470) mln PLN – dotyczyły głównie segmentów Rafineria iWydobycia,
- 2021 rok wwysokości (78) mln PLN – dotyczyły głównie segmentów Rafineria iDetal.
7.5.1. Omówienie podstawowych
wielkości ekonomiczno-
finansowych oraz ocena
czynników mających znaczący
wpływ na osiągnięty wynik
finansowy
Pełna wersja sprawozdania zzysków lub strat iinnych całkowitych
dochodów została zaprezentowana wSprawozdaniu Finansowym
ORLEN za 2023 rok.
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
TABELA 58
279Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Przychody ze sprzedaży
Przychody ze sprzedaży ORLEN za 2023 rok wyniosły 250 969
mln PLN ibyły wyższe o41 344 mln PLN (r/r). Wyższe przychody ze
sprzedaży, odzwierciedlają wzrost o16% (r/r) wolumenów sprzedaży
wtonach wsegmencie rafinerii, detalu, wydobycia igazu przy spadku
wsegmencie petrochemii. Dodatkowo poziom przychodów wynika
zwyższych (r/r) wolumenów gazu ziemnego o166,0 TWh, gazu CNG
o22,0 mln m
3
ihelu o2,2 mln m
3
.
Wzrost przychodów ze sprzedaży został częściowo ograniczony
spadkiem notowań głównych produktów wrezultacie niższych
o(-) 18% (r/r) cen ropy naftowej. Wokresie 12 miesięcy 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%.
Pozycja pozostałe kraje zawiera głównie sprzedaż zrealizowaną dla
klientów ze Szwajcarii, Irlandii, Ukrainy, Wielkiej Brytanii, Singapuru
iFinlandii.
Dane dotyczące przychodów ze sprzedaży zumów zklientami
wg kryteriów zostały również przedstawione wSprawozdaniu
Finansowym ORLEN za 2023 rok wpkt 12.1., natomiast podział
geograficzny przychodów ze sprzedaży wpkt 12.3.
Przychody ORLEN wpodziale na kraje
[mln PLN]
WYKRES 83
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
280Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Koszty operacyjne zwiększyły się o(43 105) mln PLN (r/r) do poziomu
220 575 mln PLN. Wzrost kosztów odzwierciedla przede wszystkim
ujęcie w2023 roku całości kosztów dawnej Grupy LOTOS iPGNiG.
Wpozycji koszty gazu ujęto koszt związany zzakupem gazu na
giełdach gazu oraz od kontrahentów wraz zuzasadnioną częścią
kosztów opłat systemowych itransakcyjnych, kosztów wydobycia ze
źródeł krajowych, kosztów odazotowania ikosztów regazyfikacji.
Wzrost pozycji podatki iopłaty w2023 roku o(14 611) mln PLN wynikał
głównie zodpisu na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny wwysokości
(13 848) mln PLN do którego przekazywania zobligowani zostali
wytwórcy isprzedawcy energii oraz przedsiębiorstwa wydobywające
Koszty wukładzie rodzajowym ikalkulacyjnym
Koszt własny sprzedaży wORLEN
Wyszczególnienie, mln PLN 2023 2022 2021
struktura
2023
struktura
2022
struktura
2021
zmiana %
1 2 3 4 5 6 7 8=(2-3)/3
Zużycie materiałów ienergii (82 895) (86 537) (38 701) 37,6% 49,1% 44,7% (4,2%)
Koszty gazu (43 892) (10 260) - 19,9% 5,8% - 327,8%
Wartość sprzedanych towarów
imateriałów
(56 084) (63 043) (37 341) 25,5% 35,8% 43,1% (11,0%)
Usługi obce (8 656) (6 373) (3 077) 3,9% 3,6% 3,6% 35,8%
Świadczenia pracownicze (2 919) (1 531) (1 089) 1,3% 0,9% 1,3% 90,7%
Amortyzacja (5 227) (2 819) (2 106) 2,4% 1,6% 2,4% 85,4%
Podatki iopłaty (19 640) (5 029) (3 872) 8,9% 2,9% 4,5% 290,5%
Pozostałe (993) (603) (430) 0,5% 0,3% 0,4% 64,8%
Koszty według rodzaju (220 306) (176 195) (86 616) 100,0% 100,0% 100,0% 17,8%
Zmiana stanu zapasów (1 303) 2 816 1 232 (146,3%)
Świadczenia na własne potrzeby 1 034 (4 091) 255 (125,3%)
Koszty operacyjne (220 575) (177 470) (85 129) 24,3%
Koszty sprzedaży 9 132 6 662 5 074 37,1%
Koszty ogólnego zarządu 2 304 1 518 1 138 51,8%
Koszt własny sprzedaży (209 139) (169 290) (78 917) 23,5%
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 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 1 687 mln PLN.
Pozycja podatki iopłaty w2023 roku i2022 roku obejmowała
również koszt opłaty emisyjnej wwysokości odpowiednio (1 554) mln
PLN i(1 489) mln PLN oraz koszt związany zrealizacją Narodowego
Celu Wskaźnikowego (NCW) oraz Narodowego Celu Redukcyjnego
(NCR) wwysokości odpowiednio (249) mln PLN i(446) mln PLN.
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
TABELA 59
281Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Wynik zdziałalności operacyjnej wg LIFO
1
powiększony oamortyzację (EBITDA LIFO)
przed uwzględnieniem dokonanych odpisów
aktualizujących wartość majątku
Raportowana EBITDA iEBITDA LIFO [mln PLN]
Czynniki wpływające na zmianę EBITDA LIFO
(r/r) [mln PLN]
WYKRES 84
WYKRES 85
• Wynik EBITDA ORLEN S.A. w2023 roku wyniósł 28 829 mln
PLN.
• Wpływ netto odpisów aktualizujących wartość majątku
wyniósł (14 525) mln PLN.
• Wpływ zmian cen ropy naftowej na wycenę zapasów ujęty
wwyniku EBITDA wyniósł (896) mln PLN.
• Wrezultacie zysk EBITDA LIFO ORLEN S.A. w2023 roku
po eliminacji dokonanych odpisów aktualizujących wartość
majątku wyniósł 44 250 mln PLN.
EBITDA LIFO ORLEN S.A. w2023 roku po eliminacji wpływu netto
odpisów aktualizujących wartość aktywów trwałych wyniosła 44
250 mln PLN izmniejszyła się o(3 786) mln PLN (r/r).
Zuwagi na nieporównywalną strukturę Jednostki Dominującej
związaną zujęciem działalności operacyjnej ORLEN LOTOS iORLEN
PGNIG w2022 i2023 roku wramach ORLEN S.A. poniższe efekty
biznesowe zostały skalkulowane na porównywalnej (r/r) strukturze
organizacyjnej ORLEN S.A. Wpływ zmiany wyników dla dodatkowych
obszarów biznesowych zGrupy LOTOS iPGNIG ujmowanych
wORLEN S.A. został zaprezentowany wpozostałych czynnikach
operacyjnych.
• Zmiany czynników makroekonomicznych zwiększyły wyniki ORLEN
S.A. o3 168 mln PLN (r/r) iobejmowały głównie brak ujemnego
wpływu transakcji zabezpieczających z2022 roku wwysokości
1 695 mln PLN (r/r) iwyceny kontraktów terminowych CO
2
wkwocie
1 577 mln PLN oraz wyższe marże na ciężkim oleju opałowym.
Powyższe dodatnie efekty zostały ograniczone niekorzystnym
wpływem dyferencjałów przerabianych gatunków rop naftowych,
obniżeniem marż na lekkich iśrednich destylatach, olefinach,
poliolefinach, nawozach iPTA oraz negatywnym wpływem
umocnienia PLN względem USD.
1) Metoda wyceny zapasów wg LIFO została zamieszczona w„Słowniku
wybranych pojęć branżowych ifinansowych”.
• Wzrost sprzedaży wolumenowej o16% (r/r) tj. do poziomu
27 153 tys. ton został osiągnięty głównie dzięki ujęciu w2023
roku wolumenów ORLEN LOTOS wsegmencie rafineryjnym
wwysokości 9 147 tys. ton oraz ORLEN PGNIG wwysokości 378
tys. ton wsegmentach wydobycia igazu. Zkolei w2022 roku
sprzedaż wolumenowa ORLEN LOTOS wsegmencie rafineryjnym
wyniosła 5 121 tys. ton oraz 47 tys. ton wbyłej ORLEN LOTOS
iPGNIG wsegmentach wydobycia igazu. Po eliminacji wolumenów
przejętych grup kapitałowych łączna sprzedaż wolumenowa była
niższa o(4%) tj. o(666) tys. ton. Wrezultacie efekt wolumenowej
zmiany sprzedaży produktów oraz zmiany struktury przerabianych
rop wORLEN S.A. wyniósł (9 813) mln PLN (r/r).
• Dodatni wpływ pozostałych czynników wyniósł 2 859 mln PLN (r/r)
iobejmował głównie:
− wyższe wyniki ORLEN PGNIG o23 311 mln PLN (r/r) po
eliminacji zysku ztytułu okazyjnego nabycia oraz ujęcia
finalnych wartości godziwych aktywów izobowiązań na dzień
przejęcia;
− efekt ujęcia finalnych wartości godziwych aktywów
izobowiązań na dzień przejęcia ORLEN PGNIG wkwocie
4 908 mln PLN (r/r) iORLEN LOTOS wwysokości 1 637 mln
PLN (r/r);
− (17 810) mln PLN - brak zysku ztytułu okazyjnego nabycia
ORLEN Gdańsk iORLEN PGNiG wkwotach odpowiednio
(10 122) mln PLN i(7 688) mln PLN;
− niższe wyniki dawnej Grupy LOTOS o(3 447) mln PLN (r/r)
po eliminacji zysku ztytułu okazyjnego oraz ujęcia finalnych
wartości godziwych aktywów izobowiązań na dzień przejęcia;
− (5 740) mln PLN (r/r) wpływ pozostałych efektów m.in. niższych
marż hurtowych, wzrostu kosztów funkcjonowania stacji,
ogólnych ipracy oraz ujemnego wpływu wykorzystania
historycznych warstw zapasów.
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
282Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Przychody / Koszty finansowe netto iwynik netto
Przychody finansowe netto w2023 roku wyniosły 4 758 mln PLN
iobejmowały głównie:
• przychody odsetkowe netto obliczone zzastosowaniem efektywnej
stopy procentowej, ztytułu leasingu oraz pozostałe odsetki
włącznej kwocie 2 305 mln PLN,
• nadwyżkę dodatnich różnic kursowych zprzeszacowania kredytów
ipozostałych pozycji wwalutach obcych wwysokości 1 281 mln
PLN,
Wyniki segmentowe ORLEN
• przychody ztytułu otrzymanych dywidend włącznej kwocie 1 235
mln PLN,
• odwrócenie odpisów aktualizujących akcje iudziały wjednostkach
zależnych netto wwartości 73 mln PLN.
Po uwzględnieniu obciążeń podatkowych wkwocie (5 023) mln PLN
wynik netto ORLEN za 2023 rok wyniósł 21 216 mln PLN ibył niższy
o(18 512) mln PLN (r/r).
Podstawowe wielkości finansowe segmentu Rafineria
Segment Rafineria, mln PLN 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Przychody segmentu, wtym: 144 229 173 096 80 982 (28 867) (16,7%)
Sprzedaż zewnętrzna 109 244 126 690 58 051 (17 446) (13,8%)
Sprzedaż między segmentami 34 985 46 406 22 931 (11 421) (24,6%)
Koszty segmentu (141 492) (152 993) (76 052) 11 501 7,5%
Pozostałe przychody/koszty operacyjne netto (5) (5 416) 618 5 411 99,9%
(Strata)/odwrócenie straty ztytułu utraty wartości
należności handlowych
(1) 1 (4) (2) -
Zysk operacyjny wg LIFO powiększony oamortyzację
(EBITDA LIFO) przed odpisami aktualizującymi
1
)
4 443 16 897 3 052 (12 454) (73,7%)
Zysk operacyjny wg LIFO powiększony oamortyzację
(EBITDA LIFO)
4 418 13 704 2 979 (9 286) (67,8%)
Zysk operacyjny powiększony oamortyzację (EBITDA) 3 501 15 348 6 252 (11 847) (77,2%)
Zysk operacyjny wg LIFO (EBIT LIFO) 3 648 13 044 2 271 (9 396) (72,0%)
Zysk operacyjny (EBIT) 2 731 14 688 5 544 (11 957) (81,4%)
Zwiększenie aktywów trwałych 4 473 1 866 1 349 2 607 139,7%
1) Odpisy netto aktualizujące wartość rzeczowych aktywów trwałych iwartości niematerialnych:
- 2023 rok wwysokości (25) mln PLN,
- 2022 rok wwysokości (3 193) mln PLN,
- 2021 rok wwysokości (73) mln PLN.
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
TABELA 60
283Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
WYKRES 86
W2023 roku EBITDA LIFO segmentu Rafineria ORLEN S.A., przed
uwzględnieniem wpływu netto odpisów aktualizujących wartość
aktywów trwałych, wyniosła 4 443 mln PLN ibyła niższa o(12 454)
mln PLN (r/r).
Zuwagi na nieporównywalną strukturę Jednostki Dominującej
wsegmencie rafineryjnym związaną zujęciem działalności
operacyjnej ORLEN LOTOS w2022 i2023 roku wramach ORLEN S.A.
poniższe efekty biznesowe zostały skalkulowane na porównywalnej
(r/r) strukturze organizacyjnej ORLEN S.A. awpływ zmiany wyników
dla operacji biznesowych przejętych zGrupy LOTOS został
zaprezentowany wpozostałych czynnikach operacyjnych.
• Dodatni wpływ parametrów makroekonomicznych wyniósł 2 431
mln PLN (r/r) iobejmował głównie brak ujemnego wpływu transakcji
zabezpieczających z12 miesięcy 2022 roku wwysokości 1 611 mln
PLN (r/r) iwyceny kontraktów terminowych CO
2
wkwocie 649 mln
PLN oraz wyższe marże na ciężkim oleju opałowym. Powyższe
dodatnie efekty zostały ograniczone niekorzystnym wpływem
dyferencjałów przerabianych gatunków rop naftowych, obniżeniem
marż na lekkich iśrednich destylatach, olefinach, poliolefinach,
nawozach iPTA oraz negatywnym wpływem umocnienia PLN
względem USD.
• Wyższy udział ciężkich frakcji rafineryjnych wstrukturze sprzedaży
(r/r) m.in. wefekcie awarii instalacji DRW III, Hydrokrakingu, FKK II
iHOG oraz wpływ zmiany struktury przerabianych rop wrezultacie
ograniczenia przerobu ropy Rebco o33 pp. (r/r) izastąpienia go
przerobem droższych rop arabskich oraz rop zMorza Północnego
wpłynęły niekorzystnie na wynik segmentu. Wefekcie wpływ
wolumenów sprzedaży (r/r) wyniósł (8 995) mln PLN (r/r).
• Ujemny wpływ pozostałych czynników wyniósł (5 890) mln PLN (r/r)
iobejmował głównie niższe wyniki byłej Grupy LOTOS o(3 456)
mln PLN po eliminacji wpływu ujęcia finalnych wartości godziwych
aktywów izobowiązań na dzień przejęcia wkwocie 1 637 mln PLN
(r/r), zmniejszone marże hurtowe, wzrost kosztów ogólnych ipracy
oraz ujemny wpływ wykorzystania historycznych warstw zapasów
iprzeszacowania wartości zapasów.
Segment Rafineria – wpływ czynników (r/r)
[mln PLN]
Po uwzględnieniu odpisów aktualizujących wwysokości
(25) mln PLN zysk EBITDA LIFO ORLEN za 2023 rok wyniósł
4 418 mln PLN.
Ujemny wpływ zmian cen ropy naftowej na wycenę zapasów wyniósł
(917) mln PLN iwrezultacie wynik EBITDA ORLEN za 2023 rok wyniósł
3 501 mln PLN.
Nakłady inwestycyjne segmentu zwiększyły się o2 607 mln PLN
(r/r) do poziomu 4 473 mln PLN.
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
284Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
WYKRES 87
W2023 roku EBITDA LIFO segmentu Petrochemia ORLEN S.A.,
przed uwzględnieniem wpływu netto odpisów aktualizujących
wartość aktywów trwałych wyniosła (56) mln PLN ibyła niższa
o(801) mln PLN (r/r).
• Zmiany czynników makroekonomicznych zwiększyły wyniki Grupy
ORLEN o593 mln PLN (r/r) wefekcie braku ujemnego wpływu
wyceny irozliczenia kontraktów terminowych CO
2
wramach
wydzielonego portfela transakcyjnego z12 miesięcy 2022 roku
wwysokości 591 mln PLN (r/r) idodatniego wpływu umocnienia
EUR wzg. USD. Powyższe dodatnie efekty zostały częściowo
ograniczone ujemnym wpływem niższych marż na olefinach,
poliolefinach, nawozach iPTA.
• Zmniejszenie sprzedaży produktów petrochemicznych o(24)% do
poziomu 1 457 tys. ton, wtym niższa sprzedaż olefin o(29)%, PTA
o(28)%, benzenu o(17)%, glikoli o(16)%, butadienu o(22)% wpłynęły
na ujemny efekt wolumenowy wkwocie (1 017) mln PLN (r/r).
• Ujemny wpływ pozostałych czynników wyniósł (377) mln PLN
(r/r) iobejmował głównie wpływ niższych (r/r) marż handlowych,
wyższych (r/r) kosztów ogólnych ipracy oraz ujemny wpływ salda
na pozostałej działalności operacyjnej dotyczącej zamknięcia
transakcji na prawach do emisji CO
2
(rolowanie kontraktów spot na
terminowe).
Po uwzględnieniu odpisów aktualizujących wwysokości
(10 114) mln PLN zysk EBITDA LIFO ORLEN za 2023 rok wyniósł
(10 170) mln PLN.
Segment Petrochemia - wpływ czynników (r/r)
[mln PLN]
Podstawowe wielkości finansowe segmentu Petrochemia
Segment Petrochemia, mln PLN 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Przychody segmentu, wtym: 8 978 14 567 7 986 (5 589) (38,4%)
Sprzedaż zewnętrzna 5 540 9 645 6 137 (4 105) (42,6%)
Sprzedaż między segmentami 3 438 4 922 1 849 (1 484) (30,2%)
Koszty segmentu (9 775) (13 981) (7 946) 4 206 3574,3%
Pozostałe przychody/koszty operacyjne netto (9 884) (269) 1 406 (9 615) -
(Strata)/odwrócenie straty ztytułu utraty wartości
należności handlowych
0 0 0 0 -
Zysk/(Strata) operacyjna wg LIFO powiększona
oamortyzację (EBITDA LIFO) przed odpisami
aktualizującymi
1
)
(56) 745 1 856 (801) -
Zysk/(Strata) operacyjna wg LIFO powiększona
oamortyzację (EBITDA LIFO)
(10 170) 745 1 856 (10 915) -
Zysk/(Strata) operacyjna powiększona oamortyzację
(EBITDA)
(10 149) 787 1 906 (10 936) -
Zysk/(Strata) operacyjna wg LIFO (EBIT LIFO) (10 702) 275 1 396 (10 977) -
Zysk/(Strata) operacyjna (EBIT) (10 681) 317 1 446 (10 998) -
Zwiększenie aktywów trwałych 5 065 4 113 1 697 952 23,1%
1) Odpisy netto aktualizujące wartość rzeczowych aktywów trwałych iwartości niematerialnych w2023 roku wwysokości (10 114) mln PLN.
Dodatni wpływ zmian cen ropy naftowej na wycenę zapasów wyniósł
21 mln PLN iwrezultacie wynik EBITDA ORLEN za 2023 rok wyniósł
(10 149) mln PLN.
Nakłady inwestycyjne segmentu zwiększyły się o952 mln PLN (r/r)
do poziomu 5 065 mln PLN.
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
TABELA 61
285Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Podstawowe wielkości finansowe segmentu Energetyka
Segment Energetyka, mln PLN 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Przychody segmentu, wtym: 10 085 10 408 4 579 (323) (3,1%)
Sprzedaż zewnętrzna 7 211 7 318 2 530 (107) (1,5%)
Sprzedaż między segmentami 2 874 3 090 2 049 (216) (7,0%)
Koszty segmentu (10 136) (9 484) (5 400) (652) (6,9%)
Pozostałe przychody/koszty operacyjne netto 38 (519) 1 142 557 -
(Strata)/odwrócenie straty ztytułu utraty wartości
należności handlowych
0 0 0 0 -
Zysk operacyjny powiększony oamortyzację (EBITDA)
przed odpisami aktualizującymi
1
)
278 718 636 (440) (61,3%)
Zysk operacyjny powiększony oamortyzację (EBITDA) 276 714 636 (438) (61,3%)
Zysk/(Strata) operacyjna (EBIT) (13) 405 321 (418) -
Zwiększenie aktywów trwałych 478 451 235 27 6,0%
1) Odpisy netto aktualizujące wartość rzeczowych aktywów trwałych iwartości niematerialnych:
- 2023 rok wwysokości (2) mln PLN,
- 2022 rok wwysokości (4) mln PLN.
WYKRES 88
W2023 roku EBITDA segmentu Energetyka ORLEN, przed
uwzględnieniem wpływu netto odpisów aktualizujących wartość
aktywów trwałych, wyniosła 278 mln PLN ibyła niższa o(440) mln
PLN (r/r).
• Dodatni wpływ parametrów makro wyniósł 144 mln PLN (r/r)
iwynikał głównie zbraku ujemnego wpływu (r/r) wyceny kontraktów
terminowych CO
2
z2022 roku wkwocie 337 mln PLN, dodatniego
(r/r) wpływu spread’upomiędzy notowaniami energii elektrycznej
igazu ziemnego przy niższych (r/r) marżach na sprzedaży energii.
• Dodatni efekt wolumenowy wkwocie 6 mln PLN (r/r) wrezultacie
wyższych wolumenów sprzedaży energii elektrycznej wporównaniu
do zużycia gazu ziemnego wCCGT Płock iWłocławek, przy
ujemnym wpływie ww. relacji wElektrociepłowni Płock.
• Wpływ pozostałych czynników wyniósł (590) mln PLN (r/r)
iobejmował głównie wpływ odpisów netto na Fundusz Wypłaty
Różnicy Ceny oraz niższe (r/r) wpływy na transakcjach odsprzedaży
gazu ienergii elektrycznej.
Nakłady inwestycyjne segmentu zwiększyły się o27 mln PLN (r/r)
do poziomu 478 mln PLN.
Segment Energetyka - wpływ czynników (r/r)
[mln PLN]
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
TABELA 62
286Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Podstawowe wielkości finansowe segmentu Detal
Segment Detal, mln PLN 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Przychody segmentu, wtym: 35 383 42 169 22 852 (6 786) (16,1%)
Sprzedaż zewnętrzna 35 383 42 169 22 852 (6 786) (16,1%)
Sprzedaż między segmentami 0 0 0 0 -
Koszty segmentu (34 490) (40 848) (21 459) 6 358 15,6%
Pozostałe przychody/koszty operacyjne netto (20) (81) 0 61 75,3%
(Strata)/odwrócenie straty ztytułu utraty wartości
należności handlowych
0 0 (3) 0 -
Zysk operacyjny powiększony oamortyzację (EBITDA)
przed odpisami aktualizującymi
1
)
1 446 1 698 1 839 (252) (14,8%)
Zysk operacyjny powiększony oamortyzację (EBITDA) 1 443 1 696 1 833 (253) (14,9%)
Zysk operacyjny (EBIT) 873 1 240 1 390 (367) (29,6%)
Zwiększenie aktywów trwałych 1 014 742 528 272 36,7%
1) Odpisy netto aktualizujące wartość rzeczowych aktywów trwałych iwartości niematerialnych:
- 2023 rok wwysokości (3) mln PLN,
- 2022 rok wwysokości (2) mln PLN,
- 2021 rok wwysokości (6) mln PLN.
WYKRES 89
W2023 roku EBITDA segmentu detalicznego ORLEN, przed
uwzględnieniem wpływu netto odpisów aktualizujących wartość
aktywów trwałych osiągnęła poziom 1 446 mln PLN ibyła niższa
o(252) mln PLN (r/r).
• Ujemny wpływ marż paliwowych wwysokości (110) mln PLN (r/r).
• Wzrost wolumenów sprzedaży o7% (r/r) wpłynął na poprawę
wyników o193 mln PLN (r/r) awyższe marże pozapaliwowe o249
mln PLN (r/r).
• Pozostałe obejmują głównie wyższe (r/r) koszty funkcjonowania
stacji paliw ipracy częściowo skompensowane dodatnim
wpływem zmiany salda na pozostałej działalności operacyjnej
(po eliminacji wpływu netto odpisów aktualizujących wartość
majątku) wwysokości 61 mln PLN głównie wefekcie braku kosztów
restrukturyzacji stacji paliw LOTOS z2022 roku.
Po uwzględnieniu odpisów aktualizujących wwysokości (3) mln PLN
zysk EBITDA ORLEN za 2023 rok wyniósł 1 443 mln PLN.
Nakłady inwestycyjne segmentu zwiększyły się o272 mln PLN (r/r)
do poziomu 1 014 mln PLN.
Segment Detal – wpływ czynników (r/r)
[mln PLN]
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
TABELA 63
287Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Podstawowe wielkości finansowe segmentu Gaz
Segment Gaz, mln PLN 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Przychody segmentu, wtym: 97 418 24 592 - 72 826 3
Sprzedaż zewnętrzna 90 028 22 958 - 67 070 292,1%
Sprzedaż między segmentami 7 390 1 634 - 5 756 352,3%
Koszty segmentu (59 846) (16 795) - (43 051) (256,3%)
Pozostałe przychody/koszty operacyjne netto 7 848 207 - 7 641 3691,3%
(Strata)/odwrócenie straty ztytułu utraty wartości
należności handlowych
8 (22) - 30 -
Zysk operacyjny powiększony oamortyzację (EBITDA)
przed odpisami aktualizującymi
1
)
45 829 8 122 - 37 707 464,3%
Zysk operacyjny powiększony oamortyzację (EBITDA) 45 834 8 117 - 37 717 464,7%
Zysk operacyjny (EBIT) 45 428 7 982 - 37 446 469,1%
Zwiększenie aktywów trwałych 284 57 - 227 398,2%
1) Odpisy netto aktualizujące wartość rzeczowych aktywów trwałych iwartości niematerialnych:
- 2023 rok wwysokości 5 mln PLN,
- 2022 rok wwysokości (5) mln PLN.
W2023 roku EBITDA segmentu Gaz, przed uwzględnieniem
odpisów aktualizujących wartość aktywów trwałych, wyniosła
45 829 mln PLN ibyła wyższa o37 707 mln PLN (r/r).
Segment Gaz to nowy segment operacyjny wramach ORLEN S.A.
utworzony po połączeniu zbyłą Grupą PGNIG wlistopadzie 2022
roku iobejmujący działalność dawnej spółki PGNiG S.A.
Wyższe (r/r) wyniki ORLEN PGNIG, pomimo nieporównywalnych
okresów ujęcia wramach ORLEN S.A., to również efekt niższych
kosztów pozyskania gazu wtrakcie 2023 roku wrezultacie
obserwowanego spadku notowań.
Dodatkowy wzrost EBITDA wefekcie ujęcia wpływu finalnych wartości
godziwych aktywów izobowiązań na dzień przejęcia PGNIG wkwocie
5485 mln PLN (r/r) oraz ujęcia wpływu zaprzestania stosowania
rachunkowości zabezpieczeń wodniesieniu do wydzielonego portfela
transakcji terminowych zabezpieczających zakup LNG zVenture
Global wkwocie netto 7 165 mln PLN.
Po uwzględnieniu odpisów aktualizujących wwysokości 5 mln PLN
EBITDA ORLEN za 2023 rok wyniosła 45 834 mln PLN.
Nakłady inwestycyjne segmentu zwiększyły się o227 mln PLN (r/r)
do poziomu 284 mln PLN.
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
TABELA 64
288Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Podstawowe wielkości finansowe segmentu Wydobycie
Segment Wydobycie, mln PLN 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Przychody segmentu, wtym: 9 186 3 065 - 6 121 199,7%
Sprzedaż zewnętrzna 3 322 626 - 2 696 430,7%
Sprzedaż między segmentami 5 864 2 439 - 3 425 140,4%
Koszty segmentu (17 475) (339) - (17 136) (5054,9%)
Pozostałe przychody/koszty operacyjne netto (4 413) (268) - (4 145) (1546,6%)
(Strata)/odwrócenie straty ztytułu utraty wartości
należności handlowych
(140) (1) - (139) (13900,0%)
Zysk/(Strata) operacyjna powiększona oamortyzację
(EBITDA) przed odpisami aktualizującymi
1
)
(6 030) 3 306 - (9 336) -
Zysk/(Strata) operacyjna powiększona oamortyzację
(EBITDA)
(10 413) 3 047 - (13 460) -
Zysk/(Strata) operacyjna (EBIT) (12 842) 2 457 - (15 299) -
Zwiększenie aktywów trwałych 1 480 653 - 827 126,6%
1) Odpisy netto aktualizujące wartość rzeczowych aktywów trwałych iwartości niematerialnych:
- 2023 rok wwysokości (4 383) mln PLN,
- 2022 rok wwysokości (259) mln PLN.
W2023 roku EBITDA segmentu Wydobycia, przed uwzględnieniem
odpisów aktualizujących wartość aktywów trwałych, wyniosła
(6 030) mln PLN ibyła niższa o(9 336) mln PLN (r/r).
Segment Wydobycie to nowy segment operacyjny wramach ORLEN
S.A. utworzony po połączeniu zbyłą Grupą PGNIG wlistopadzie 2022
roku iobejmujący działalność dawnej spółki PGNiG S.A.
Niższe (r/r) wyniki ORLEN PGNIG, pomimo nieporównywalnych
okresów ujęcia wramach ORLEN S.A., to głównie efekt dokonanych
odpisów na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny wwysokości (13 218)
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.
Dodatkowo brak dodatniego wpływu z2022 roku związanego
zujęciem finalnych wartości godziwych aktywów izobowiązań na
dzień przejęcia PGNIG wkwocie (577) mln PLN (r/r).
Po uwzględnieniu odpisów aktualizujących wwysokości (4 383) mln
PLN EBITDA ORLEN za 2023 rok wyniosła (10 413) mln PLN.
Nakłady inwestycyjne segmentu zwiększyły się o827 mln PLN (r/r)
do poziomu 1 480 mln PLN.
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
TABELA 65
289Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Podstawowe wielkości finansowe Funkcji Korporacyjnych
Funkcje Korporacyjne, mln PLN 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Przychody segmentu, wtym: 479 361 235 118 32,7%
Sprzedaż zewnętrzna 241 219 110 22 10,0%
Sprzedaż między segmentami 238 142 125 96 67,6%
Koszty segmentu (2 150) (1 663) (1 226) (487) (29,3%)
Pozostałe przychody/koszty operacyjne netto (219) 17 651 120 (17 870) -
(Strata)/odwrócenie straty ztytułu utraty wartości
należności handlowych
(4) (5) 0 1 20,0%
Zysk/(Strata) operacyjna powiększona oamortyzację
(EBITDA) przed odpisami aktualizującymi
1
)
(1 660) 16 550 (692) (18 210) -
Zysk/(Strata) operacyjna powiększona oamortyzację
(EBITDA)
(1 663) 16 543 (691) (18 206) -
Zysk/(Strata) operacyjna (EBIT) (1 894) 16 344 (871) (18 238) -
Zwiększenie aktywów trwałych 273 324 235 (51) (15,7%)
1) Odpisy netto aktualizujące wartość rzeczowych aktywów trwałych iwartości niematerialnych:
- 2023 rok wwysokości (3) mln PLN,
- 2022 rok wwysokości (7) mln PLN,
- 2021 rok wwysokości 1 mln PLN.
Wroku 2023 EBITDA Funkcji Korporacyjnych, przed
uwzględnieniem odpisów netto aktualizujących wartość aktywów
trwałych wyniosła (1 660) mln PLN ibyła niższa
o(18 210) mln PLN (r/r).
Ujemny wpływ braku zysków ztytułu okazyjnego nabycia ORLEN
LOTOS zsierpnia 2022 roku wwysokości (10 122) mln PLN iORLEN
PGNIG zlistopada 2022 roku wkwocie (7 688) mln PLN (r/r) oraz
wzrost (r/r) kosztów ogólnych ipracy.
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
TABELA 66
Po uwzględnieniu odpisów aktualizujących wwysokości (3) mln PLN
EBITDA Grupy ORLEN za 2023 rok wyniosła (1 663) mln PLN.
Nakłady inwestycyjne segmentu zmniejszyły się o(51) mln PLN (r/r)
do poziomu 273 mln PLN.
290Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Wybrane pozycje sprawozdania zsytuacji finansowej – Aktywa [mln PLN]
Suma bilansowa na 31 grudnia 2023 roku wyniosła 204 369 mln
PLN ibyła o(23 549) mln PLN niższa od stanu zkońca 2022 roku.
• Spadek aktywów trwałych głównie wefekcie:
• zmniejszenia wartości rzeczowych aktywów trwałych iwartości
niematerialnych wsumie o(5 286) mln PLN, głównie wwyniku
utworzenia netto odpisów aktualizujących wartość aktywów
trwałych wwysokości (14 179) mln PLN oraz amortyzacji
wkwocie (4 517) mln PLN skorygowanych oponiesione
nakłady inwestycyjne wwysokości 11 279 mln PLN (m.in. na
budowę instalacji Visbreakingu iHVO (Hydrotreated Vegetable
Oil), rozbudowę zdolności produkcyjnych instalacji Olefin
wPłocku, projekty wsegmencie Energetyka, Wydobycie oraz
projekty wsegmencie Detal);
• zmniejszenia wartości aktywów ztytułu podatku odroczonego
(2 594) mln PLN;
• zwiększenia wartości akcji iudziałów wjednostkach zależnych
iwspółkontrolowanych o5 308 mln PLN.
• Zmniejszenie aktywów obrotowych, przede wszystkim wefekcie:
• zmniejszenia należności ztytułu dostaw iusług oraz
pozostałych należności o(3 796) mln PLN,
• zmniejszenia salda zapasów o(9 360) mln PLN, głównie
wwyniku spadku cen gazu na rynku europejskim,
• zmniejszenia pozostałych aktywów o(3 139) mln PLN, które
dotyczyły głównie spadku depozytów zabezpieczających
ztytułu zabezpieczenia zawartych transakcji zinstytucjami
finansowymi oraz na giełdach towarowych o(8 445) mln
PLN, aktywów ztytułu kontraktów wycenionych na moment
rozliczenia połączenia jednostek (4 754) mln PLN, należności
ztytułu rozliczonych instrumentów pochodnych o(500)
mln PLN oraz zwiększenia salda cash pool o7 989 mln PLN
oraz pożyczek udzielonych o1 308 mln PLN. Spadek salda
depozytów zabezpieczających wynika głównie zrozliczenia
zawartych przez ORLEN transakcji zabezpieczających ryzyko
towarowe (głównie swapy towarowe na gaz),
• zmniejszenia salda środków pieniężnych o(5 085) mln PLN.
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
WYKRES 90
7.5.2. Sprawozdanie zsytuacji finansowej
291Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Wybrane pozycje sprawozdania zsytuacji finansowej – Pasywa [mln PLN]
Kapitał własny na 31 grudnia 2023 roku wyniósł 140 899 mln PLN
ibył wyższy o13 283 mln PLN wporównaniu ze stanem zkońca
2022 roku, głównie wefekcie:
• ujęcia wyniku netto za 2023 rok wwysokości 21 216 mln PLN,
• wpływu zmiany salda kapitałów ztytułu stosowania
rachunkowości zabezpieczeń wkwocie (1 486) mln PLN,
• wypłaty dywidendy dla akcjonariuszy ORLEN zzysków lat
ubiegłych włącznej wysokości (6 385) mln PLN.
• Zadłużenie finansowe netto na 31 grudnia 2023 roku netto
wyniosło 9 802 mln PLN. Zmiana zadłużenia finansowego netto
obejmowała głównie zmniejszenie salda środków pieniężnych o5
085 mln PLN, efekt netto wyceny iprzeszacowania zadłużenia
ztytułu różnic kursowych oraz odsetek wkwocie (652) mln PLN
oraz wypływy netto obejmujące wpływy ispłaty kredytów, pożyczek
iobligacji wkwocie (2 293) mln PLN;
• Wzrost zobowiązań ztytułu dostaw iusługi oraz pozostałych
zobowiązań głównie wefekcie wzrostu zobowiązań podatkowych
wwysokości 1 545 mln PLN, zobowiązań inwestycyjnych
wwysokości 1 056 mln PLN przy zmniejszeniu zobowiązań
handlowych wkwocie (2 171) 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.
Spadek zobowiązań handlowych wynikał głównie zniższych cen
ropy igazu na rynkach.
• Wzrost wartości rezerw wrezultacie wzrostu: rezerwy na nagrody
jubileuszowe iświadczenia po okresie zatrudnienia o121 mln PLN
oraz rozliczenia salda rezerwy netto na szacowane emisje CO
2
oraz certyfikaty energetyczne włącznej kwocie 118 mln PLN przy
zmniejszeniu rezerwy na koszty likwidacji iśrodowiskowa
o134 mln PLN;
• Zmniejszenie instrumentów pochodnych wefekcie zmniejszenia
wartości instrumentów zabezpieczających przepływy pieniężne
iinstrumentów pochodnych niewyznaczonych dla celów
rachunkowości zabezpieczeń tj. głównie swapów towarowych;
• Pozostałe pasywa obejmują głównie zmniejszenie wartości
zobowiązania ztytułu kontraktów wycenionych na moment
rozliczenia połączenia.
Pełna wersja sprawozdania zsytuacji finansowej dostępna
wSprawozdaniu Finansowym ORLEN za 2023 rok.
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
WYKRES 91
292Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
7.5.3. Akcje iudziały
wjednostkach powiązanych
ORLEN wykazywane jako
inwestycje długoterminowe –
syntetyczne dane finansowe
najistotniejszych podmiotów
Grupa Energa
Energa S.A. jest jednostką dominującą Grupy Kapitałowej Energa.
Została utworzona przez Skarb Państwa wdniu 6 grudnia 2006
roku wramach Programu dla elektroenergetyki. Od 11 grudnia
2013 roku Energa S.A. jest notowana na Giełdzie Papierów
Wartościowych wWarszawie. Od 30 kwietnia 2020 roku dominującym
akcjonariuszem Energi S.A. został ORLEN, którego udział wkapitale
zakładowym spółki na dzień 31 grudnia 2023 roku wyniósł 90,92%.
Przedmiotem działalności Grupy Energa jest dystrybucja, wytwarzanie
oraz obrót energią elektryczną icieplną.
Podstawowe dane finansowo-operacyjne Grupy Energa (zgodne zujętymi na potrzeby konsolidacji Grupy ORLEN)
Wyszczególnienie j.m. 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5 6=(3-4) 7=(3-4)/4
Przychody ze sprzedaży mln PLN 26 087 20 444 13 791 5 643 27,6%
Zysk zdziałalności operacyjnej powiększony
oamortyzację (EBITDA)
mln PLN 2 818 2 604 2 705 214 8,2%
Zysk zdziałalności operacyjnej powiększony
oamortyzację (EBITDA) przed opisami aktualizującymi
1
mln PLN 2 830 2 624 2 782 206 7,9%
Zysk zdziałalności operacyjnej (EBIT) mln PLN 1 626 1 468 1 633 158 10,8%
Zysk netto mln PLN 537 950 1 256 (413) (43,5%)
Kapitał własny mln PLN 12 579 11 681 10 111 898 7,7%
Aktywa razem mln PLN 31 735 27 294 21 280 4 441 16,3%
Zatrudnienie na dzień 31 grudnia osoby 8 732 8 781 8 888 (49) (0,6%)
1) Odpisy aktualizujące wartość aktywów trwałych ujęte w2023, 2022 i2021 roku wyniosły odpowiednio: (12) mln PLN, (20) mln PLN i(77) mln PLN.
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
TABELA 67
293Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Grupa ORLEN Unipetrol
ORLEN Unipetrol a.s. jest jednostką dominującą Grupy ORLEN
Unipetrol, która powstała w1994 roku wwyniku restrukturyzacji
czeskiego przemysłu naftowego. W2005 roku ORLEN nabył 62,99%
akcji spółki ORLEN Unipetrol a.s. W2018 roku ORLEN sfinalizował
Podstawowe dane finansowo-operacyjne Grupy ORLEN Unipetrol (zgodne zujętymi na potrzeby konsolidacji Grupy
ORLEN)
Wyszczególnienie j.m. 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5 6=(3-4) 7=(3-4)/4
Przychody ze sprzedaży mln PLN 31 482 40 026 23 855 (8 544) (21,3%)
Zysk zdziałalności operacyjnej powiększony
oamortyzację (EBITDA)
mln PLN 2 588 4 709 1 756 (2 121) (45,0%)
Zysk zdziałalności operacyjnej powiększony
oamortyzację (EBITDA) przed opisami aktualizującymi
1
mln PLN 2 623 5 414 1 796 (2 791) (51,6%)
Zysk zdziałalności operacyjnej wg LIFO powiększony
oamortyzację (EBITDA LIFO) przed opisami
aktualizującymi
1
mln PLN 2 677 5 685 1 158 (3 008) (52,9%)
Zysk zdziałalności operacyjnej (EBIT) mln PLN 1 482 3 578 761 (2 096) (58,6%)
Zysk netto mln PLN 1 007 3 128 570 (2 121) (67,8%)
Kapitał własny mln PLN 15 048 15 623 10 426 (575) (3,7%)
Aktywa razem mln PLN 24 719 25 381 19 508 (662) (2,6%)
Zatrudnienie na dzień 31 grudnia osoby 5 789 5 523 4 876 266 4,8%
1) Odpisy aktualizujące wartość aktywów trwałych ujęte w2023, 2022 i2021 roku wyniosły odpowiednio: (35) mln PLN, (705) mln PLN i(40) mln PLN.
proces odkupu pozostałej części akcji od akcjonariuszy iwefekcie
został 100-procentowym właścicielem ORLEN Unipetrol a.s.
Głównym przedmiotem działalności Grupy ORLEN Unipetrol jest
przerób ropy naftowej oraz produkcja idystrybucja produktów
rafineryjnych, petrochemicznych ichemicznych.
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
TABELA 68
294Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Grupa ORLEN Lietuva
Spółka AB ORLEN Lietuva jest jednostką dominującą Grupy ORLEN
Lietuva izostała zarejestrowana wLitewskim Sądzie Rejestrowym
wdniu 24 stycznia 1991 roku jako AB Mazeikiu Nafta. Wdniu 15
grudnia 2006 roku ORLEN nabył większościowy pakiet akcji spółki
od Yukos International UK B.V., awdniu 29 kwietnia 2009 roku stał
się jej jedynym właścicielem poprzez zakup akcji spółki od Rządu
Republiki Litewskiej. Od 1 września 2009 roku spółka działa pod firmą
AB ORLEN Lietuva.
Podstawowe dane finansowo-operacyjne Grupy ORLEN Lietuva (zgodne zujętymi na potrzeby konsolidacji Grupy
ORLEN)
Wyszczególnienie j.m. 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5 6=(3-4) 7=(3-4)/4
Przychody ze sprzedaży mln PLN 29 421 35 576 19 692 (6 155) (17,3%)
Zysk/(Strata) zdziałalności operacyjnej powiększona
oamortyzację (EBITDA)
mln PLN 1 660 (646) 551 2 306 -
Zysk zdziałalności operacyjnej powiększony
oamortyzację (EBITDA) przed opisami aktualizującymi
1
mln PLN 1 791 1 194 545 597 50,0%
Zysk zdziałalności operacyjnej wg LIFO powiększony
oamortyzację (EBITDA LIFO) przed opisami
aktualizującymi
1
mln PLN 1 693 1 525 308 168 11,0%
Zysk/(Strata) zdziałalności operacyjnej (EBIT) mln PLN 1 571 (841) 382 2 412 -
Zysk/(Strata) netto mln PLN 1 435 (1 046) 341 2 481 -
Kapitał własny mln PLN 2 391 1 170 2 066 1 221 104,4%
Aktywa razem mln PLN 5 529 5 638 5 447 (109) (1,9%)
Zatrudnienie na dzień 31 grudnia osoby 1 537 1 485 1 467 52 3,5%
1) Odpisy aktualizujące wartość aktywów trwałych ujęte w2023, 2022 oraz w2021 roku wyniosły odpowiednio: (131) mln PLN, (1 840) mln PLN i6 mln PLN.
Głównym przedmiotem działalności Grupy ORLEN Lietuva jest przerób
ropy naftowej, wytwarzanie produktów rafineryjnych oraz sprzedaż
hurtowa produktów spółki na rynku lokalnym oraz weksporcie
lądowym imorskim zwykorzystaniem terminalu Klajpedos Nafta.
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
TABELA 69
295Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Anwil S.A.
Anwil S.A. została utworzona wdniu 15 marca 1993 roku wwyniku
przekształcenia przedsiębiorstwa państwowego wJednoosobową
Spółkę Skarbu Państwa. Kapitał zakładowy spółki na dzień 31 grudnia
2023 roku był wcałości objęty przez ORLEN.
ORLEN Deutschland GmbH
ORLEN Deutschland GmbH powstał wefekcie zakupu przez ORLEN
od Deutsche BP AG sieci stacji paliw wpółnocnych iwschodnich
Niemczech wgrudniu 2002 roku. Kapitał zakładowy spółki na dzień
Przedmiotem działalności Anwil S.A. jest produkcja nawozów
azotowych, tworzyw sztucznych (polichlorek winylu, granulaty,
mieszanki ipłyty PCW), atakże chemikaliów dla przemysłu
przetwórczego oraz dla rolnictwa (amoniak, chlor, kwas azotowy,
sól wypadowa, soda kaustyczna).
31 grudnia 2023 roku był wcałości objęty przez ORLEN. Spółka
ORLEN Deutschland GmbH prowadzi głównie sprzedaż detaliczną
paliw na terenie Niemiec.
Podstawowe dane finansowo-operacyjne Anwil S.A. (zgodne zujętymi na potrzeby konsolidacji Grupy ORLEN)
Wyszczególnienie j.m. 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5 6=(3-4) 7=(3-4)/4
Przychody ze sprzedaży mln PLN 3 092 5 737 3 156 (2 645) (46,1%)
Zysk zdziałalności operacyjnej powiększony
oamortyzację (EBITDA)
mln PLN 59 1 069 722 (1 010) (94,5%)
Zysk zdziałalności operacyjnej powiększony
oamortyzację (EBITDA) przed opisami aktualizującymi
1
mln PLN 59 1 109 693 (1 050) (94,7%)
Zysk zdziałalności operacyjnej (EBIT) mln PLN (193) 830 494 (1 023) -
Zysk netto mln PLN (98) 697 376 (795) -
Kapitał własny mln PLN 2 623 2 560 1 783 63 2,5%
Aktywa razem mln PLN 4 928 5 332 4 341 (404) (7,6%)
Zatrudnienie na dzień 31 grudnia osoby 1 696 1 660 1 610 36 2,2%
1) Odpisy aktualizujące wartość aktywów trwałych ujęte wroku 2023, 2022 oraz 2021 wyniosły odpowiednio: 0 mln PLN, (40) mln PLN i29 mln PLN.
Podstawowe dane finansowo-operacyjne ORLEN Deutschland GmbH (zgodne zujętymi na potrzeby konsolidacji
Grupy ORLEN)
Wyszczególnienie j.m. 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5 6=(3-4) 7=(3-4)/4
Przychody ze sprzedaży mln PLN 14 700 17 742 13 672 (3 042) (17,1%)
Zysk zdziałalności operacyjnej powiększony
oamortyzację (EBITDA)
mln PLN 410 733 651 (323) (44,1%)
Zysk zdziałalności operacyjnej powiększony
oamortyzację (EBITDA) przed opisami aktualizującymi
1
mln PLN 410 742 661 (332) (44,7%)
Zysk/(Strata) zdziałalności operacyjnej (EBIT) mln PLN 195 528 453 (333) (63,1%)
Zysk/(Strata) netto mln PLN 144 364 318 (220) (60,4%)
Kapitał własny mln PLN 942 1 013 710 (71) (7,0%)
Aktywa razem mln PLN 3 444 3 589 3 281 (145) (4,0%)
Zatrudnienie na dzień 31 grudnia osoby 267 234 225 33 14,1%
1) Odpisy aktualizujące wartość aktywów trwałych ujęte wroku 2023, 2022 oraz 2021 wyniosły odpowiednio: 0 mln PLN, (9) mln PLN i(10) mln PLN.
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
TABELA 70
TABELA 71
296Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Grupa ORLEN Upstream
Spółka ORLEN Upstream sp. zo.o. jest jednostką dominującą Grupy
ORLEN Upstream. Kapitał zakładowy spółki na dzień 31 grudnia 2023
roku był wcałości objęty przez ORLEN.
Podstawowe dane finansowo-operacyjne Grupy ORLEN Upstream (zgodne zujętymi na potrzeby konsolidacji
Grupy ORLEN)
Wyszczególnienie j.m. 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5 6=(3-4) 7=(3-4)/4
Przychody ze sprzedaży mln PLN 905 1 467 828 (562) (38,3%)
Zysk/(Strata) zdziałalności operacyjnej powiększona
oamortyzację (EBITDA)
mln PLN (902) 1 145 1 309 (2 047) -
Zysk zdziałalności operacyjnej powiększony
oamortyzację (EBITDA) przed opisami aktualizującymi
1
mln PLN 336 1 023 391 (687) (67,2%)
Zysk/(Strata) zdziałalności operacyjnej (EBIT) mln PLN (1 248) 807 1 057 (2 055) -
Zysk/(Strata) netto mln PLN (1 051) 639 992 (1 690) -
Kapitał własny mln PLN 2 401 3 667 2 997 (1 266) (34,5%)
Aktywa razem mln PLN 3 767 5 050 4 534 (1 283) (25,4%)
Zatrudnienie na dzień 31 grudnia osoby 144 148 159 (4) (2,7%)
1) Odpisy aktualizujące wartość aktywów trwałych ujęte w2023, 2022 i2021 roku wyniosły odpowiednio: (1 238) mln PLN, 122 mln PLN i918 mln PLN.
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
TABELA 72
7.5.4. Sprawozdanie
zprzepływów pieniężnych
Wybrane pozycje sprawozdania zprzepływów pieniężnych
Wyszczególnienie, mln PLN 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Środki pieniężne netto zdziałalności operacyjnej, wtym: 32 258 23 071 7 605 9 187 39,8%
Zmiana stanu kapitału pracującego 13 202 (10 700) (3 207) 23 902 -
Środki pieniężne netto (wykorzystane) wdziałalności
inwestycyjnej
(31 088) (879) (6 934) (30 209) (3436,7,6%)
Środki pieniężne netto z/(wykorzystane w) działalności
finansowej
(6 283) (15 775) 271 9 492 60,2%
Zwiększenie/(Zmniejszenie) netto stanu środków
pieniężnych
(5 113) 6 417 942 (11 530) -
Zmiana stanu środków pieniężnych ztytułu różnic
kursowych
28 1 (7) 27 2700,0%
Środki pieniężne na początek okresu 7 939 1 521 586 6 418 422,0%
Środki pieniężne na koniec okresu 2 854 7 939 1 521 (5 085) (64,1%)
TABELA 73
Przedmiotem działalności spółki jest: poszukiwanie irozpoznanie
złóż węglowodorów, prowadzenie wydobycia ropy naftowej igazu
ziemnego.
297Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Wpływy środków pieniężnych netto zdziałalności operacyjnej
za 2023 rok wyniosły 32 258 mln PLN iobejmowały głównie
wynik zdziałalności operacyjnej powiększony oamortyzację
EBITDA wwysokości 28 829 mln PLN skorygowany o: dodatni
efekt zmniejszenia kapitału pracującego netto 13 202 mln PLN;
stratę zdziałalności inwestycyjnej wwysokości 15 536 mln PLN
(uwzględniającą m.in. utworzenie odpisów aktualizujących wartość
rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, aktywów
ztytułu praw do użytkowania oraz aktywów trwałych przeznaczonych
do sprzedaży; utworzenie odpisów aktualizujących wartość akcji
iudziałów wjednostkach zależnych oraz strata ztytułu utraty
wartości udzielonych pożyczek); zapłacony podatek dochodowy
iwypłacone dywidendy wwysokości odpowiednio (5 221) mln PLN
i(1 235) mln PLN, zmianę stanu rezerw wwysokości 3 871 mln PLN
oraz pozostałe korekty wwysokości (24 752) mln PLN (dotyczące
głównie instrumentów pochodnych oraz rozliczenia dotacji na prawa
majątkowe).
Środki pieniężne netto zdziałalności inwestycyjnej za 2023 rok
wyniosły (31 088) mln PLN iobejmowały głównie: wydatki netto
na nabycie isprzedaż składników rzeczowego majątku trwałego,
wartości niematerialnych iaktywów ztytułu praw do użytkowania
wkwocie (17 082) mln PLN; przepływy netto wramach systemu
cash pool wkwocie (9 415) mln PLN ; wydatki na dokapitalizowanie
jednostek zależnych oraz inwestycji we wspólne przedsięwzięcia
wwysokości (5 626) mln PLN; wydatki netto ztytułu spłat udzielonych
pożyczek długo ikrótkoterminowych wwysokości (1 692) mln PLN
oraz otrzymane dywidendy iodsetki włącznej kwocie 3 066 mln PLN.
Środki pieniężne netto wykorzystane wdziałalności finansowej za
2023 rok wyniosły (6 283) mln PLN iobejmowały głównie: spłatę
netto kredytów ipożyczek wwysokości (4 476) mln PLN, wypłacone
dywidendy wkwocie (6 385) mln PLN; odsetki ztytułu zadłużenia
ileasingu włącznej kwocie (949) mln PLN; przepływy netto wramach
systemu cash pool 3 705 mln PLN oraz wpływy ztytułu emisji obligacji
2 183 mln PLN.
Po uwzględnieniu przeszacowania środków pieniężnych ztytułu
różnic kursowych saldo środków pieniężnych zmniejszyło się w2023
roku o(5 085) mln PLN ina 31 grudnia 2023 roku wyniosło 2 854 mln
PLN.
Pełna wersja sprawozdania zprzepływów pieniężnych jest dostępna
wSprawozdaniu Finansowym ORLEN za 2023 rok.
7.5.5. Różnice pomiędzy
wynikami finansowymi
wykazanymi wraporcie rocznym
awcześniej publikowanymi
prognozami wyników na dany
rok
ORLEN nie dokonał wcześniejszych publikacji prognozy wyników
finansowych dotyczących 2023 roku.
Szczegółowe informacje oskorygowanych pozycjach ze
Sprawozdania zzysków lub strat iinnych całkowitych dochodów
oraz Sprawozdania zsytuacji finansowej zostały przedstawione
wSprawozdaniu Finansowym ORLEN za 2023 rok wpkt 6.
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
298Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Podział źródeł finansowania
Wyszczególnienie, mln PLN 2023 2022 2021 zmiana zmiana %
1 2 3 4 5=(2-3) 6=(2-3)/3
Kredyty bankowe 3 995 5 229 1 277 (1 234) (23,6%)
Pożyczki 2 300 6 022 3 520 (3 722) (61,8%)
Obligacje 6 361 4 350 5 101 2 011 46,2%
Zadłużenie finansowe
1
12 656 15 601 9 898 (2 945) (18,9%)
Wg terminu zapadalności:
Długoterminowe 9 337 10 088 8 953 (751) (7,4%)
Krótkoterminowe 3 319 5 513 945 (2 194) (39,8%)
1) nie obejmuje zobowiązań ztytułu leasingu finansowego.
7.6.1. Kredyty, pożyczki
iobligacje
ORLEN korzysta zusług banków owysokiej wiarygodności
kredytowej oraz silnej pozycji rynkowej zapewniających jednocześnie
konkurencyjny koszt usług bankowych. Pozwala to na utrzymanie
wysokiego standardu pozyskiwanych źródeł finansowania.
Szczegółowe informacje dotyczące umów kredytowych ibanków
finansujących zostały opisane wpkt 6.2.2. niniejszego Sprawozdania.
Wprzypadku funkcjonujących umów kredytowych, ORLEN
zobowiązany jest do utrzymywania wybranych wskaźników
finansowych wokreślonych przedziałach.
7.6. Zarządzanie zasobami finansowymi
Po uwzględnieniu posiadanych środków pieniężnych iich
ekwiwalentów zadłużenie finansowe netto na koniec 2023 roku
wyniosło 9 802 mln PLN. W2023 roku wskaźniki finansowe oceniane
przez banki kredytujące znajdowały się na bezpiecznym poziomie
ipotwierdzają pełną zdolność do realizacji zobowiązań płatniczych
wynikających zumów kredytowych oraz innych umów zbankami
iinstytucjami finansowymi.
Dodatkowe informacje dotyczące struktury zadłużenia ORLEN zostały
podane wpkt 13.7 Sprawozdania Finansowego ORLEN za 2023 rok.
Zarządzając płynnością ORLEN może emitować obligacje wramach
ustanowionych programów, jak również nabywać obligacje
emitowane przez spółki zGrupy. Na koniec 2023 roku łączna
wartość wyemitowanych wORLEN obligacji wyniosła 6,4 mld PLN.
Szczegółowe informacje oemisji obligacji zostały podane wpkt 6.2.3
niniejszego Sprawozdania.
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
TABELA 74
299Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
7.6.2. Udzielone gwarancje
iporęczenia oraz pozostałe
zobowiązania warunkowe
Na dzień 31 grudnia 2023 roku ORLEN posiadał zobowiązania
pozabilansowe ztytułu udzielonych gwarancji iporęczeń na łączną
kwotę 20 240 mln PLN, co stanowi spadek o(9 227) mln PLN
wporównaniu ze stanem zkońca 2022 roku. W2023 roku kwota
obejmowała:
• poręczenia igwarancje korporacyjne udzielone jednostkom
zależnym na rzecz podmiotów trzecich wwysokości 13 593
mln PLN, które dotyczyły 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;
• zabezpieczenia akcyzowe iakcyzę od wyrobów itowarów
znajdujących się wprocedurze zawieszonego poboru wwysokości
2 480 mln PLN;
• gwarancje dotyczące zobowiązań wobec osób trzecich
wystawionych wtoku bieżącej działalności wwysokości 4 167 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.
Dodatkowe informacje dotyczące udzielonych poręczeń igwarancji
zostały przedstawione wpkt 15.5.4. Sprawozdania Finansowego
ORLEN za 2023 rok.
Zobowiązania warunkowe zostały przedstawione wpkt 16.5.2.
Sprawozdania Finansowego ORLEN za 2023 rok.
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
300Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
7.7. Zatrudnienie
Wzwiązku zrealizowaną wORLEN S.A. polityką zatrudnienia
koncentrującą się na zapewnieniu najwyższej jakości specjalistów
zarówno do realizacji bieżących zadań operacyjnych, jak iprojektów
strategicznych we wszystkich obszarach działalności zatrudnienie
wORLEN S.A. na koniec 2023 roku zwiększyło się o608 osób, do
poziomu 12 782 osób.
Realizowane programy kadrowe wORLEN, zasady wynagradzania
izmiany warunków pracy zostały opisane wpkt 3.4. niniejszego
Sprawozdania.
Struktura zatrudnienia wORLEN
WYKRES 92
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
301Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
7.8. Wynagrodzenia osób zarządzających
inadzorujących
7.8.1. Ogólne zasady
wynagradzania, warunki
przyznawania premii rocznych
oraz umowy ozakazie
konkurencji
Polityka wynagrodzeń
Wynagrodzenie Członków Zarządu ORLEN ustala Rada Nadzorcza
woparciu ouchwałę Walnego Zgromadzenia wzwiązku zUstawą
ozasadach kształtowania wynagrodzeń osób kierujących niektórymi
spółkami oraz rekomendacje działającego wjej ramach Komitetu ds.
Nominacji iWynagrodzeń.
Do głównych elementów systemu wynagrodzeń Członków Zarządu
należą:
• miesięczne wynagrodzenie podstawowe (wynagrodzenie stale),
• wynagrodzenie zmienne uzależniona od poziomu realizacji celów
zarządczych
• odprawa wynikająca zrozwiązania umowy przez Spółkę,
• odszkodowanie ztytułu zakazu konkurencji.
Wszystkie elementy wynagrodzenia reguluje umowa zawarta
pomiędzy Członkiem Zarządu aSpółką.
Świadczenia dodatkowe dla dyrektorów raportujących do Zarządu
ORLEN mogą obejmować wszczególności samochód służbowy,
pokrycie kosztów składki na ubezpieczenie zopcją inwestycyjną,
prawo do korzystania zdodatkowej opieki medycznej przez dyrektora
iczłonków jego rodziny, wtym profilaktyki zdrowotnej, zajęć
sportowych irehabilitacji, dofinansowanie do wynajmu mieszkania,
pokrycie kosztów przeprowadzki wtrakcie zatrudnienia, możliwość
korzystania ze świadczeń określonych wRegulaminie Zakładowego
Funduszu Świadczeń Socjalnych, prawo do udziału wPracowniczym
Programie Emerytalnym na zasadach obowiązujących wSpółce,
prawo do uczestnictwa wPracowniczym Planie Kapitałowym na
zasadach ogólnych oraz prawo do uczestnictwa wPracowniczym
Planie Oszczędnościowym na zasadach obowiązujących wSpółce,
możliwość do korzystania zbenefitu samochodowego MyCar.
Ogólne zasady iwarunki przyznawania
wynagrodzenia zmiennego
Członkom Zarządu ORLEN przysługuje prawo do wynagrodzenia
zmiennego na zasadach ustalonych wumowie, której załącznikiem
iczęścią składową jest Regulamin Systemu Motywacyjnego dla
Zarządu.
Poziom wynagrodzenia zmiennego uzależniony jest od wykonania
indywidualnych zadań (jakościowych oraz ilościowych), ustalonych
przez Radę Nadzorczą dla poszczególnych Członków Zarządu.
Rada Nadzorcza, woparciu oogólny katalog Celów Zarządczych
ustalony przez Walne Zgromadzenie ORLEN, wyznacza co roku od
czterech do dziesięciu indywidualnych zadań premiowych, które
wpisywane są do Karty Celów danego Członka Zarządu.
Rada Nadzorcza może również dodatkowo ustalić na dany
rok odrębny cel lub cele warunkujące możliwość otrzymania
wynagrodzenia zmiennego za ten rok.
Ocena wykonania indywidualnych zadań premiowych (ilościowych
ijakościowych) przez danego Członka Zarządu oraz celów odrębnych
dokonywana jest co roku przez Radę Nadzorczą na podstawie
rekomendacji Prezesa Zarządu, zawierającej ocenę wykonania
indywidualnych zadań premiowych wszystkich Członków Zarządu,
rekomendacji Zarządu wzakresie realizacji celu/celów odrębnych,
sprawozdań dotyczących wykonania przez danego Członka Zarządu
indywidualnych zadań premiowych, sprawozdań finansowych ORLEN
oraz innych dokumentów, których zbadanie Rada Nadzorcza uzna za
celowe.
Rada Nadzorcza podejmuje uchwałę oprzyznaniu Członkowi
Zarządu wynagrodzenia zmiennego za dany rok obrotowy oraz
jej wysokości bądź onie przyznaniu wynagrodzenia zmiennego.
Uchwała jest podstawą do wypłaty wynagrodzenia zmiennego,
oile skonsolidowane sprawozdanie finansowe Spółki za dany rok
obrotowy zostanie zatwierdzone przez Walne Zgromadzenie oraz
jeśli Członkowi Zarządu zostało udzielone absolutorium zwykonania
obowiązków.
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
302Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Na 2023 rok Rada Nadzorcza Spółki wyznaczyła
dla wszystkich Członków Zarządu poniższe cele
ilościowe:
• EBITDA wg LIFO Grupy ORLEN,
• Dług netto/EBITDA Grupy ORLEN,
• CAPEX rozwojowy Grupy ORLEN,
• CAPEX utrzymaniowy + Koszty ogólne iosobowe Grupy ORLEN,
• Udział zakupu ropy wformule umów długoterminowych dla Grupy
ORLEN,
• Wskaźnik giełdowy: TSR ORLEN względem rynku,
• Wskaźnik wypadkowości: TRR Grupy ORLEN wraz zkontraktorami
zewnętrznymi oraz przypisała im odpowiednie progi premiowe.
Rada Nadzorcza dla wszystkich Członków Zarządu
ustaliła również dwa cele jakościowe związane
zkluczowymi wyzwaniami Koncernu na dany rok.
Dodatkowo Rada Nadzorcza - zgodnie zuchwałami
Walnego Zgromadzenia ORLEN - ustaliła następujące
odrębne cele warunkujące możliwość otrzymania
wynagrodzenia zmiennego za 2023 rok:
• stosowanie zasad wynagradzania członków organów
zarządzających inadzorczych zgodnych zprzepisami Ustawy zdnia
16 czerwca 2016 r. ozasadach kształtowania wynagrodzeń osób
kierujących niektórymi spółkami we wszystkich spółkach Grupy
Kapitałowej,
• realizacja obowiązków, októrych mowa wart. 17-20, art. 22 iart. 23
ustawy zdnia 16 grudnia 2016 r. ozasadach zarządzania mieniem
państwowym, wpodmiotach zależnych Spółki wrozumieniu art.
4 pkt 3 ustawy zdnia 16 lutego 2007 r. oochronie konkurencji
ikonsumentów.
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 zobowiązani są
przez okres 6 miesięcy po rozwiązaniu umowy do powstrzymania
się od działalności konkurencyjnej. Zgodnie zumowami Członkowie
Zarządu 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.
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 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.
Zgodnie zumowami Członkowie Zarządów spółek Grupy ORLEN
standardowo zobowiązani są przez okres 6 miesięcy po rozwiązaniu
umowy do powstrzymania się od działalności konkurencyjnej.
Wokresie tym otrzymują wynagrodzenie (odszkodowanie)
wwysokości 50% lub 100% miesięcznego wynagrodzenia
zasadniczego.
Zapisy wumowach dotyczące zakazu konkurencji po ustaniu funkcji
Członka Zarządu wchodzą wżycie dopiero po upływie 3 miesięcy
pełnienia funkcji Członka Zarządu.
Wzakresie odpraw Członków Zarządów spółek Grupy ORLEN
standardowo dotyczą analogiczne zasady jak wprzypadku Członków
Zarządu ORLEN.
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 wynagrodzenie wwysokości 50% sześciokrotności
miesięcznego wynagrodzenia zasadniczego, płatne w6 równych
ratach miesięcznych. Odprawa ztytułu rozwiązania umowy przez
pracodawcę wynosi standardowo sześciokrotność miesięcznego
wynagrodzenia zasadniczego.
Dodatkowe informacje dotyczące zasad wynagradzania, warunków
przyznawania premii rocznych oraz umów ozakazie konkurencji
zostały podane wpkt 7.7. niniejszego Sprawozdania.
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
303Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
7.8.2. Wynagrodzenia organów zarządzających inadzorujących
Wynagrodzenia wypłacone Członkom Zarządu Spółki pełniącym funkcję w2023 i2022 roku [tys. PLN]
Wyszczególnienie 2023 2022
Daniel Obajtek 1 672 1 398
Armen Artwich 1 259 1 123
Adam Burak 1 282 1 153
Patrycja Klarecka 1 274 1 139
Zbigniew Leszczyński
1
- 96
Nowicki Krzysztof
2
1 291 376
Perkowski Robert
3
1 262 181
Michał Róg 1 339 1 177
Piotr Sabat
4
1 331 983
Jan Szewczak 1 264 1 125
Iwona Waksmundzka-Olejniczak
3
1 307 181
Józef Węgrecki 1 302 1 154
Ogółem: 14 583 10 086
1) Wynagrodzenie za okres pełnienia funkcji Członka Zarządu Spółki do dnia 31 stycznia 2022 roku.
2) Wynagrodzenie za okres pełnienia funkcji Członka Zarządu Spółki od dnia 1 września 2022 roku.
3) Wynagrodzenie za okres pełnienia funkcji Członka Zarządu Spółki od dnia 3 listopada 2022 roku.
4) Wynagrodzenie za okres pełnienia funkcji Członka Zarządu Spółki od dnia 1 marca 2022 roku.
Premie potencjalnie należne Członkom Zarządu Spółki pełniącym funkcję wdanym roku do wypłaty wroku
kolejnym [tys. PLN]
Wyszczególnienie 2023 2022
Daniel Obajtek 1 254 1 120
Armen Artwich 1 253 1 119
Adam Burak 1 254 1 120
Patrycja Klarecka 1 253 1 119
Nowicki Krzysztof
1
1 254 373
Perkowski Robert
2
1 253 180
Michał Róg 1 254 1 120
Piotr Sabat
3
1 254 933
Jan Szewczak 1 254 1 120
Iwona Waksmundzka-Olejniczak
2
1 254 180
Józef Węgrecki 1 254 1 120
Ogółem: 13 791 9 504
1) Wynagrodzenie za okres pełnienia funkcji Członka Zarządu Spółki od dnia 1 września 2022 roku.
2) Wynagrodzenie za okres pełnienia funkcji Członka Zarządu Spółki od dnia 3 listopada 2022 roku.
3) Wynagrodzenie za okres pełnienia funkcji Członka Zarządu Spółki od dnia 1 marca 2022 roku.
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
TABELA 75
TABELA 76
304Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Wynagrodzenia Członków Rady Nadzorczej ORLEN [tys. PLN]
Wyszczególnienie 2023 2022
Wojciech Jasiński 184 164
Janina Goss
1
157 -
Barbara Jarzembowska 169 149
Andrzej Kapała 174 152
Michał Klimaszewski 144 152
Roman Kusz 173 152
Jadwiga Lesisz 170 152
Anna Sakowicz-Kacz 170 149
Andrzej Szumański 169 149
Anna Wójcik 172 152
Ogółem: 1 682 1 371
1) Za okres pełnienia funkcji od 11 stycznia 2023 roku do 13 grudnia 2023 roku.
Wynagrodzenia kluczowego personelu kierowniczego Grupy ORLEN [tys. PLN]
Wyszczególnienie 2023 2022
Wynagrodzenia iinne świadczenia członków kluczowego personelu kierowniczego:
• pozostały kluczowy personel kierowniczy Spółki
1
58 876 38 354
• kluczowy personel kierowniczy spółek zależnych Grupy ORLEN 476 210 374 519
Ogółem: 535 086 412 872
1) Wtym wynagrodzenia członków kluczowego personelu kierowniczego wspólnego działania wRafinerii Gdańskiej.
Wynagrodzenia członków Zarządu iRady
Nadzorczej Spółki ztytułu pełnienia funkcji
we władzach jednostek podporządkowanych
Członkowie Zarządu ORLEN wokresie pełnienia funkcji mają
obowiązek uzyskać zgodę Rady Nadzorczej na pełnienie funkcji
worganach innych osób prawnych, wtym wfundacjach lub
stowarzyszeniach. Członkowie Zarządu ORLEN nie pobierają
Wynagrodzenia kluczowego personelu
kierowniczego Grupy ORLEN
wynagrodzenia ztytułu pełnienia funkcji członka organu
wpodmiotach zależnych od Spółki wramach grupy kapitałowej
wrozumieniu art. 4 pkt 14 ustawy zdnia 16 lutego 2007 roku
oochronie konkurencji ikonsumentów.
Wzrost kosztów wynagrodzeń kluczowego personelu to głównie efekt
przejęcia Grupy Lotos iGrupy PGNiG, które zostały nabyte wtrakcie
2022 roku oraz związany ztym efekt zmian struktur organizacyjnych,
7. Jednostka dominująca Grupy ORLEN - ORLEN S.A.
TABELA 77
TABELA 78
co przyczyniło się do zwiększenia liczby menadżerów raportujących
bezpośrednio do Członków Zarządów.
305Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8
Oświadczenie
ostosowaniu
ładu korporacyjnego
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
8.1 Zasady ładu korporacyjnego
8.2 Polityka informacyjna ikomunikacja zrynkiem kapitałowym
8.3 System kontroli, audytów wewnętrznych ZSZ, zarządzania ryzykiem izapewnienia zgodności (compliance)
8.4 Akcjonariat
8.5 Wykonywanie prawa głosu oraz specjalne uprawnienia kontrolne akcjonariuszy
8.6 Zmiany statutu
8.7 Walne Zgromadzenie
8.8 Organy zarządzające inadzorujące
8.9 Polityka wynagrodzeń
8.10 Polityka różnorodności
8.11 Regulacje dotyczące konfliktu interesów itransakcji zpodmiotami powiązanymi
306Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8. Oświadczenie ostosowaniu
ładu korporacyjnego
1) Ustawa zdnia 15 września 2000 r. Kodeks spółek handlowych (tj. Dz.U. 2024 poz. 18),
2) Ustawa zdnia 29 lipca 2005 r. oofercie publicznej iwarunkach wprowadzania instrumentów finansowych do zorganizowanego systemu obrotu oraz ospółkach publicznych (tj. Dz.U. 2022 poz.
2554 zpóźn. zm.),
3) Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego iRady (UE) nr 596/2014 zdnia 16 kwietnia 2014 roku wsprawie nadużyć na rynku (rozporządzenie wsprawie nadużyć na rynku) oraz uchylające
dyrektywę 2003/6/WE Parlamentu Europejskiego iRady idyrektywy Komisji 2003/124/WE, 2003/125/WE i2004/72/WE (Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej L 173 z12.06.2014, s. 1, zpóźn. zm.),
4) Rozporządzenie 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 poz. 757)
8.1. Zasady ładu korporacyjnego
Zwyczajne Walne Zgromadzenie uchwałą nr 58 zdnia 21 czerwca
2023 roku zdecydowało, poprzez zmianę Statutu, ozmianie firmy
Spółki, określając tym samym, że Spółka działać będzie pod firmą
ORLEN Spółka Akcyjna. Wdniu 3 lipca 2023 roku Sąd Rejonowy dla
Łodzi-Śródmieścia wŁodzi XX Wydział Gospodarczy – Krajowego
Rejestru Sądowego, dokonał rejestracji przedmiotowej zmiany Statutu.
Tym samym wdniu 3 lipca 2023 roku nastąpiła zmiana firmy (nazwy)
Spółki zdotychczasowej: Polski Koncern Naftowy ORLEN S.A. na:
ORLEN S.A.
Mając na uwadze powyższe użycie wponiższym tekście oznaczenia
Spółka oraz ORLEN odnosi się zarówno do aktualnego brzmienia
firmy jak ioznaczenia funkcjonującego przed 3 lipca 2023 roku.
WORLEN S.A. ład korporacyjny tworzą właściciele Spółki, czyli
akcjonariusze wramach walnego zgromadzenia oraz rada nadzorcza
izarząd. Niezbędnym elementem tego porządku jest zbiór przepisów
prawa (m.in. Kodeks spółek handlowych
1
, ustawa oofercie publicznej
2
,
Rozporządzenie MAR
3
, Rozporządzenie Ministra Finansów
oobowiązkach informacyjnych
4
) oraz powstałych na ich podstawie
dokumentów regulujących działanie organów nadzorujących
izarządzających oraz działalność całej organizacji, tj. wszczególności
Statut Spółki, Regulamin Walnego Zgromadzenia, Regulamin Rady
Nadzorczej, Regulamin Zarządu.
Ład korporacyjny wORLEN S.A.
SCHEMAT 22
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
307Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Zarządzanie kwestiami ESG jest ważnym elementem na każdym
poziomie zarządczym. Zarządzanie ryzykami iszansami wynikającymi
ze zmiany klimatu należy do odpowiedzialności Prezesa Zarządu oraz
do Członka Zarządu ds. Strategii iZrównoważonego Rozwoju, który
pełni funkcję Pełnomocnika ds. Zrównoważonego Rozwoju iKlimatu
iprzewodniczy Radzie ds. Klimatu iZrównoważonego Rozwoju. Rada
ds. Klimatu iZrównoważonego Rozwoju raportuje do Zarządu poprzez
zebrania Komitetu Strategii Koncernu.
Struktura zarządzania zrównoważonym rozwojem ikwestiami klimatu wGrupie ORLEN
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
SCHEMAT 23
Do szczegółowych zadań Rady należy przede wszystkim
identyfikowanie imonitorowanie szans iryzyk klimatycznych, atakże
analiza iraportowanie oddziaływań klimatycznych, wtym ich wpływ na
wyniki isytuację finansową oraz planowane wydatki inwestycyjne.
308Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Zadania Rady ds. Klimatu iZrównoważonego Rozwoju
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
SCHEMAT 24
ORLEN S.A. jako spółka notowana na warszawskim parkiecie
giełdowym podlega zasadom ładu korporacyjnego ustanowionym
przez Giełdę Papierów Wartościowych wWarszawie. Aktualnie
obowiązujący zbiór zasad ładu korporacyjnego dla spółek
notowanych na Głównym Rynku GPW – „Dobre Praktyki Spółek
Notowanych na GPW 2021” („DPSN 2021”) został przyjęty przez Radę
Giełdy Uchwałą Nr 13/1834/2021 zdnia 29 marca 2021 roku izaczął
obowiązywać od 1 lipca 2021 roku. Stanowi on kolejną wersję kodeksu
dobrych praktyk, którym od 2002 roku podlegają spółki notowane
na głównym rynku warszawskiej Giełdy. Emitenci stosują zasady
DPSN 2021 dobrowolne, natomiast obowiązkiem każdego znich,
wynikającym zRegulaminu GPW, jest informowanie uczestników rynku
kapitałowego ozakresie isposobie wypełniania tych zasad.
Dokument DPSN 2021 jest dostępny na stronie internetowej Giełdy:
https://www.gpw.pl/dobre-praktyki, atakże na stronie internetowej
ORLEN S.A. wsekcji przeznaczonej dla akcjonariuszy iinwestorów:
https://www.orlen.pl/pl/relacje-inwestorskie/o-spolce/lad-
korporacyjny. Tam znajdują się także wszystkie aktualne informacje
na temat stanu stosowania przez Spółkę zasad zawartych wDPSN
2021.
Zgodnie zRegulaminem Giełdy oraz mając na uwadze podejście
„przestrzegaj lub wyjaśnij” wskazane wZaleceniu Komisji Europejskiej
wsprawie jakości sprawozdawczości dotyczącej ładu korporacyjnego
1
ORLEN S.A. opublikował 29 lipca 2021 roku swoje oświadczenie
odnośnie zakresu stosowanych zasad DPSN 2021.
1) Zalecenie Komisji zdnia 9 kwietnia 2014 roku wsprawie jakości sprawozdawczości
dotyczącej ładu korporacyjnego (podejście „przestrzegaj lub wyjaśnij”) (2014/208/UE)
(Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej L 109, 12.04.2014, s. 43–47)
Wroku 2023 Spółka nie odnotowała żadnych przypadków
incydentalnych naruszeń zasad zawartych wdokumencie „Dobre
Praktyki Spółek Notowanych na GPW 2021”.
Do chwili publikacji niniejszego Sprawozdania ORLEN S.A. stosował
wszystkie oprócz czterech zasad DPSN 2021 onumerach: 2.1, 2.2,
2.11.6, 4.1, dotyczących polityki różnorodności ielektronicznego
Walnego Zgromadzenia.
„Zasada 2.1. Spółka powinna posiadać politykę różnorodności
wobec zarządu oraz rady nadzorczej, przyjętą odpowiednio przez
radę nadzorczą lub walne zgromadzenie. Polityka różnorodności
określa cele ikryteria różnorodności m.in. wtakich obszarach jak
płeć, kierunek wykształcenia, specjalistyczna wiedza, wiek oraz
doświadczenie zawodowe, atakże wskazuje termin isposób
monitorowania realizacji tych celów. Wzakresie zróżnicowania pod
względem płci warunkiem zapewnienia różnorodności organów spółki
jest udział mniejszości wdanym organie na poziomie nie niższym niż
30%.”
„Zasada 2.2. Osoby podejmujące decyzje wsprawie wyboru
członków zarządu lub rady nadzorczej spółki powinny
zapewnić wszechstronność tych organów poprzez wybór do ich
składu osób zapewniających różnorodność, umożliwiając m.in.
osiągnięcie docelowego wskaźnika minimalnego udziału mniejszości
określonego na poziomie nie niższym niż 30%, zgodnie zcelami
określonymi wprzyjętej polityce różnorodności, októrej mowa
wzasadzie 2.1.”
309Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
„Zasada 2.11.6. Poza czynnościami wynikającymi zprzepisów prawa
raz wroku rada nadzorcza sporządza iprzedstawia zwyczajnemu
walnemu zgromadzeniu do zatwierdzenia roczne sprawozdanie.
Sprawozdanie, októrym mowa powyżej, zawiera co najmniej
informację na temat stopnia realizacji polityki różnorodności
wodniesieniu do zarządu irady nadzorczej, wtym realizacji celów,
októrych mowa wzasadzie 2.1.”
Wskazane wyżej trzy zasady dotyczące polityki różnorodności nie
są stosowane przez ORLEN S.A. Do dnia autoryzacji niniejszego
Sprawozdania, wSpółce nie obowiązuje formalny dokument
precyzujący cele ikryteria dotyczące różnorodności na poziomie
Zarządu iRady Nadzorczej. Niemniej jednak, ORLEN systematycznie
iwperspektywie długoterminowej wprowadza politykę różnorodności
wstosunku do pracowników, która wformie jednolitego dokumentu
została przyjęta w2021 roku. Polityka ta obejmuje liczne rozwinięcia
wwewnętrznych regulacjach dotyczących zatrudnienia.
Wramach zarządzania różnorodnością Spółka określiła cele
obejmujące:
• równe traktowanie pracowników wzatrudnieniu oraz zakaz
dyskryminacji, poszanowanie dla różnorodności;
• zarządzanie różnicami kulturowymi;
• otwartość na zatrudnianie osób wykluczonych społecznie
lub zagrożonych marginalizacją na rynku pracy, ułatwianie im
zatrudnienia współkach Grupy ORLEN itym samym podnoszenie
wskaźnika zatrudnienia osób zniepełnosprawnością;
• wspieranie inicjatyw pracowniczych związanych zpraktykami
równościowymi wfirmie;
• polityka wynagradzania ipremiowania;
• standardy zatrudniania iwynagradzania oddelegowanych
pracowników, tj. ekspatów iinpatów;
• dostosowanie miejsc pracy do potrzeb pracowników (np. osób
zniepełnosprawnościami, matek karmiących);
• wsparcie dla grup osób znajdujących się wtrudnej sytuacji życiowej,
• działania wspierające godzenie życia zawodowego iprywatnego
(tzw. Programy Work-Life Balance).
WStrategii Zrównoważonego Rozwoju na lata 2024-2030 Grupa
ORLEN określa również swoje podejście icele organizacji wobszarze
odpowiedzialnego zarządzania. Wjednym zfilarów tej strategii
„Zarządzanie”, Spółka zadeklarowała dbanie oróżnorodność
iinkluzywność.
Dodatkowo 14 grudnia 2023 roku Spółka podpisała Kartę
Różnorodności. Jest to międzynarodowa inicjatywa, objęta patronatem
Komisji Europejskiej, która zaistniała w26 krajach Unii Europejskiej.
Celem Karty jest promowanie równości izarządzania różnorodnością
wmiejscu pracy.
Podpisanie Karty zobowiązuje ORLEN do wprowadzenia zakazu
dyskryminacji wmiejscu pracy oraz realizacji działań na rzecz
tworzenia ipromocji różnorodności. Jest także znakiem gotowości
firmy do zaangażowania wte działania wszystkich pracowników oraz
partnerów.
Podpisanie Karty Różnorodności jest potwierdzeniem działań,
które Spółka podjęła ipodejmuje na co dzień wcałej organizacji,
wramach zrównoważonego rozwoju. W2021 roku wGrupie
ORLEN wprowadzono, wspomnianą wyżej Politykę różnorodności
czyli dokument, który kompleksowo opisuje podejście Spółki do
odmiennych talentów, kompetencji iosobowości pracowników. Jako
świadomy iodpowiedzialny pracodawca, ORLEN prowadzi także
Politykę well-beingową, która zawiera zbiór rozwiązań mających na
celu dbanie odobrostan pracowników. Spółka realizuje programy na
rzecz osób zniepełnosprawnością, wspiera wolontariat pracowniczy.
Pracownicy mogą także skorzystać zPracowni Badań iWsparcia
Psychologicznego. WGrupie ORLEN funkcjonuje jednolity system
etyczny wraz zKodeksem etyki Grupy ORLEN iRzecznikiem ds. Etyki.
Oprócz tego wGrupie ORLEN wdrażana jest również Polityka ochrony
praw człowieka.
Wspieranie ipromocja idei różnorodności oraz przeciwdziałanie
wszelkiego rodzaju przejawom dyskryminacji jest dla Spółki bardzo
ważnym kierunkiem jej przyszłych działań.
Wkontekście powoływania Członków Rady Nadzorczej, Spółka
jest zobowiązana do zachowania zgodności kompetencji członków
Komitetu Audytu Rady Nadzorczej zwymogami ustawy obiegłych
rewidentach, firmach audytorskich oraz nadzorze publicznym
3
.
Ponadto Spółka corocznie prezentuje wskaźniki różnorodności
organów nadzorczych izarządczych wGrupie Kapitałowej,
zapewniając porównywalność danych. WRadzie Nadzorczej oraz
Zarządzie Spółki nie jest zachowany wymagany przez kodeks dobrych
praktyk warunek różnorodności płci – udział mniejszości na poziomie
nie niższym niż 30%.
310Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
1) Ustawa zdnia 15 września 2000 r. Kodeks spółek handlowych (tj. Dz.U. 2024 poz. 18)
2) Ustawa zdnia 16 grudnia 2016 r. ozasadach zarządzania mieniem państwowym (tj. Dz.U. 2024 poz. 125)
3) Ustawa zdnia 11 maja 2017 r. obiegłych rewidentach, firmach audytorskich oraz nadzorze publicznym (tj. Dz.U. 2023 poz. 1015 zpóźn. zm.)
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
Skład zarządów irad nadzorczych współkach zGrupy ORLEN wpodziale wg płci na koniec 2022 roku
oraz na koniec 2023 roku
Zarządy spółek zGrupy ORLEN wg płci
Grupa ORLEN ORLEN S.A.
2023 2022 2023 2022
Kobiety 20% 16% 14% 14%
Mężczyźni 80% 84% 86% 86%
Rady nadzorcze spółek zGrupy ORLEN wg płci
Grupa ORLEN ORLEN S.A.
2023 2022 2023 2022
Kobiety 31% 31% 35% 44%
Mężczyźni 69% 69% 65% 56%
TABELA 80
„Zasada 4.1. Spółka powinna umożliwić akcjonariuszom udział
wwalnym zgromadzeniu przy wykorzystaniu środków komunikacji
elektronicznej (e-walne), jeżeli jest to uzasadnione zuwagi na
zgłaszane spółce oczekiwania akcjonariuszy, oile jest wstanie
zapewnić infrastrukturę techniczną niezbędną dla przeprowadzenia
takiego walnego zgromadzenia.”
Spółka nie przewiduje obecnie możliwości uczestnictwa akcjonariuszy
wWalnym Zgromadzeniu przy wykorzystaniu środków komunikacji
elektronicznej, tym samym nie stosuje powyższej zasady DPSN 2021.
Zarząd Spółki dwukrotnie proponował Akcjonariuszom wprowadzenie
zapisów do Statutu iRegulaminu Walnego Zgromadzenia
umożliwiających organizację e-walnych zgromadzeń. Propozycja ta
nie uzyskała akceptacji Akcjonariuszy podczas Zwyczajnych Walnych
Zgromadzeń odbywających się 29 czerwca 2011 roku oraz 30 maja
2012 roku. Do dnia publikacji niniejszego Sprawozdania Spółka
nie otrzymała od akcjonariuszy wniosku oorganizację e-walnego
zgromadzenia.
Wocenie Spółki niestosowanie ww. zasady nie wpływa na rzetelność
jej polityki informacyjnej ani też nie rodzi ryzyka ograniczenia
czy utrudnienia Akcjonariuszom udziału wobradach walnych
zgromadzeń. Spółka transmituje wczasie rzeczywistym iudostępnia
zapis przebiegu Walnych Zgromadzeń wformie wideo na stronie
korporacyjnej wsekcji relacji inwestorskich: https://www.orlen.pl/
pl/relacje-inwestorskie/akcje-i-obligacje/walne-zgromadzenie. Pod
tym adresem można znaleźć także wszelkie informacje dotyczące
zaplanowanych lub minionych posiedzeń walnego zgromadzenia
ORLEN S.A.
311Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8.2. Polityka informacyjna ikomunikacja
zrynkiem kapitałowym
Spółka stosuje wszystkie zasady dotyczące polityki informacyjnej
ikomunikacji zinwestorami opisane wRozdziale 1. kodeksu DPSN
2021.
Wszystkie informacje wymagane przepisami dotyczącymi obowiązków
informacyjnych spółki publicznej Spółka zamieszcza wzakładce
Relacje Inwestorskie na korporacyjnej stronie internetowej:
https://www.orlen.pl/pl/relacje-inwestorskie, dbając oich
kompletność, rzetelność iaktualność.
Spółka publikuje swoje raporty okresowe wmożliwie krótkim
czasie po zakończeniu okresu sprawozdawczego, koniecznym dla
sporządzenia sprawozdań finansowych zdanymi skonsolidowanymi
dla całej Grupy ORLEN. Wprzypadku zidentyfikowania wtrakcie
prac nad raportem okresowym jednorazowych zdarzeń, które
mogą wpłynąć istotnie na wyniki finansowego danego okresu
sprawozdawczego, Spółka publikuje na ten temat odpowiednie
raporty bieżące. Chcąc zapewnić rzetelną izrozumiałą prezentację
publikowanych danych finansowych, ORLEN S.A. organizuje
wdniach publikacji raportu okresowego konferencje, podczas których
udziela informacji na pytania akcjonariuszy, inwestorów ianalityków
giełdowych oraz dziennikarzy. Zapisy audio telekonferencji
zanalitykami są dostępne na stronie korporacyjnej Spółki:
https://www.orlen.pl/pl/relacje-inwestorskie/raporty-i-publikacje/
Telekonferencje, azapisy wideo zkonferencji prasowych także
na stronie orlen.pl pod adresem: https://www.orlen.pl/pl/relacje-
inwestorskie/raporty-i-publikacje/wideokonferencje.
ORLEN dba okontakty zakcjonariuszami, inwestorami
instytucjonalnymi iindywidualnymi, atakże zanalitykami domów
maklerskich ibanków inwestycyjnych. Bierze udział wwielu
konferencjach organizowanych dla uczestników rynku kapitałowego,
które są okazją do zaprezentowania iwyjaśnienia założeń
strategicznych oraz wyników finansowych Grupy ORLEN. Ponadto
Spółka zapewnia możliwość dyskusji na temat swojej działalności
na spotkaniach indywidualnych organizowanych na prośbę
inwestorów instytucjonalnych, analityków giełdowych, atakże
podczas corocznych wydarzeń przeznaczonych dla inwestorów
indywidualnych. Na wszelkie pytania uczestników rynku kapitałowego
dotyczące działalności Spółki, ORLEN udziela odpowiedzi wjak
najkrótszym czasie potrzebnym do zebrania odpowiednich informacji,
nie przekraczającym 14 dni. Więcej wiadomości na temat kanałów
komunikacji idziałań Spółki wzakresie kontaktów zrynkiem
kapitałowym prezentuje poniższy schemat.
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
312Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Kanały komunikacji ORLEN zrynkiem kapitałowym
https://www.orlen.pl/pl/relacje-inwestorskie
Serwis relacji inwestorskich na korporacyjnej stronie internetowej, który zawiera dane
finansowe ioperacyjne zdziałalności Grupy ORLEN, atakże informacje ootoczeniu
makroekonomicznym Spółki.
http://orlenwportfelu.pl/
Strona internetowa dotycząca programu ORLEN wPortfelu zawierająca szczegółowe
informacje oprogramie lojalnościowym dla akcjonariuszy oraz bogatą bazę wiedzy orynku
kapitałowym iinwestowaniu. Wprogramie uczestniczy 6 domów maklerskich, ana koniec
2023 roku zarejestrowanych było wnim ok. 22,5 tysiąca uczestników, czyli ook. 22% więcej
niż na koniec 2022 roku. Zprogramem związana jest nierozłącznie działalność Akademii
Inwestowania ORLEN.
https://www.orlenwportfelu.pl/zyskaj-
wiedz%C4%99/
Akademia poświęcona jest tematyce funkcjonowania rynku kapitałowego. Patronatem
merytorycznym projekt objęło CFA Society Poland. Uczestnicy Akademii mają dostęp do
atrakcyjnych podręczników iwykładów do samodzielnej nauki, przygotowanych przez
ekspertów zCFA Society Poland. Akademia Inwestowania jest programem edukacyjnym
zarówno dla tych, którzy dopiero zaczynają myśleć oinwestowaniu, jak idla tych, którzy
początki rynkowej przygody mają już za sobą. Dla obu grup udostępniono odpowiednie kursy,
kończące się egzaminem iwydaniem certyfikatu.
Program funkcjonuje ponad 5 lat. W2023 roku przeprowadzono piąty egzamin Akademii
Inwestowania ORLEN. Rozszerzając ofertę materiałów edukacyjnych dostępnych wAkademii
wminionym roku uruchomiono nową serię krótkich filmów onajwybitniejszych inwestorach
whistorii „Wielcy inwestorzy”, zorganizowano także webinary prowadzone przez ekspertów
rynku kapitałowego. Ponadto przedstawiciele Spółki wzięli udział wlicznych konferencjach
organizowanych dla inwestorów indywidualnych, m.in. „Wallstreet 27”, 7 edycji Index
Investment Challenge, CFA Society Poland, ForFin 2023 – Forum Finansów iInwestycji, „Dzień
Edukacji Finansowej”. Spółka zorganizowała także konferencję „Inwestowanie wczasach
niepewności” we Wrocławiu oraz Dzień Inwestora Indywidualnego wGdańsku.
Facebook: https://www.facebook.com/
GrupaORLEN
Linkedin: https://www.linkedin.com/company/
pkn-orlen-s.a./?originalSubdomain=pl
X: https://twitter.com/GrupaORLEN
YouTube: https://www.youtube.com/@grupa_
orlen
Tik Tok: https://www.tiktok.com/@grupaorlen
Spółka za pośrednictwem mediów społecznościowych (Platforma X, Facebook, LinkedIn,
YouTube oraz TikTok) publikuje na bieżąco informacje onajważniejszych wydarzeniach zjej
działalności, ale także organizuje otwarte dla wszystkich konferencje medialne, transmitowane
na żywo wraz ztłumaczeniem symultanicznym na język angielski. Konferencje odbywają się
wtrakcie ważnych dla Spółki wydarzeń, takich jak publikacja wyników finansowych, strategii
itp.
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
SCHEMAT 25
313Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Na stronie internetowej Spółki prezentowane są także założenia
strategii Grupy, jej cele iplanowane działania. Realizacja celów
strategii opisana jest wsprawozdaniach Zarządu zdziałalności Grupy
ORLEN za dany rok oraz wjej rocznych raportach zintegrowanych,
dostępnych także zpoziomu strony internetowej https://www.orlen.
pl/pl/relacje-inwestorskie. Wswojej strategii biznesowej Spółka
uwzględnia również tematykę ESG. Wopublikowanej wlutym 2023
roku „Aktualizacji strategii Grupy Kapitałowej ORLEN do 2030 roku”
Spółka zadeklarowała zapewnienie stabilnych dostaw energii, paliw
igazu zprzyjaznych środowisku źródeł jako główny cel Grupy ORLEN
do 2030 roku. Drogę do jego realizacji wytyczą przede wszystkim
inwestycje wenergetykę odnawialną, wydobycie oraz rozwój
projektów napędzających zielony kierunek Grupy, m.in. wobszarze
biogazu ibiopaliw. Grupa będzie także rozwijać technologie
wodorowe, nowoczesną petrochemię ibezpieczną energetykę
jądrową.
Wzakresie przyjętej Strategii Grupy ORLEN do 2030 roku, Spółka
udostępnia informacje na temat założeń posiadanej strategii,
mierzalnych celów, wtym długoterminowych, planowanych działań
oraz postępów wjej realizacji, określonych za pomocą mierników,
finansowych iniefinansowych pod linkiem: https://www.orlen.pl/
pl/o-firmie/strategia-2030. Na realizację strategicznych projektów
Grupa ORLEN przeznaczy około 320 mld PLN do końca obecnej
dekady. Nowa Grupa ORLEN wygeneruje ponad 400 mld PLN
EBITDA LIFO do 2030 roku, co przełoży się na większe możliwości
dzielenia się zyskiem zakcjonariuszami, woparciu oatrakcyjną,
progresywną politykę dywidendową. Projekty realizowane wramach
strategii będą również odpowiedzią na globalne trendy iwyzwania,
głównie związane zbezpieczeństwem energetycznym izmianą
klimatu. Realizacja strategii ORLEN2030 przybliża Grupę ORLEN do
osiągnięcia długofalowego celu, jakim jest neutralność emisyjna do
2050 roku.
Natomiast Strategia Zrównoważonego Rozwoju na lata 2024-
2030 określa podejście icele organizacji do minimalizacji wpływu
na klimat, ochrony środowiska, warunków pracy, współdziałania
zlokalnymi społecznościami oraz odpowiedzialnego zarządzania.
Obejmuje ona m.in. Program Sprawiedliwej Transformacji, kierowany
do społeczności zterenów podlegających przeobrażeniom. Grupa
ORLEN, jako pierwszy koncern energetyczny wEuropie Środkowej,
zadeklarowała ambicję osiągnięcia neutralności emisyjnej do 2050
roku. Do 2030 roku obniży o25% (wstosunku do poziomu z2019
roku) emisje wsegmentach rafinerii, petrochemii iwydobycia.
Dodatkowo zredukuje intensywność emisji CO
2
o40% wobszarze
energetyki. Ponadto aż o15% zmniejszy się współczynnik
intensywności emisji NCI, odnoszący się do łącznej energii
sprzedawanej przez Grupę ORLEN. Dokument opiera się na pięciu
kluczowych filarach - Klimat, Środowisko, Pracownicy, Społeczności
iZarządzania, wktórych zdefiniowane cele odnoszą się bezpośrednio
do Celów Zrównoważonego Rozwoju ONZ oraz do unijnych
standardów raportowania ESRS. Szersze informacje dostępne są pod
linkiem: https://www.orlen.pl/pl/zrownowazony-rozwoj/strategia-
zrownowazonego-rozwoju.
Spółka ujawnia wswoim serwisie internetowym wydatki ponoszone
przez nią ijej grupę na wspieranie kultury, sportu, instytucji
charytatywnych, mediów, organizacji społecznych, związków
zawodowych, dostępne są one w:
• corocznym sprawozdaniu przedkładanym na posiedzeniu
Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia (dane za 2022 rok dostępne
są pod adresem: https://www.orlen.pl/content/dam/internet/orlen/
pl/pl/relacje-inwestorskie/akcje-i-obligacje/walne-zgromadzenie/
dokumenty/21-06-2023/10_3_Sprawozdanie_z_wydatkow_%20
2022.pdf.coredownload.pdf
oraz
• wrocznym raporcie sponsoringowym, dostępnym pod adresem:
https://www.orlenteam.pl/raport-sponsoringowy/
Indywidualne igrupowe zamknięte
spotkania zinwestorami ianalitykami
zarówno wkraju, jak izagranicą,
także wformie telekonferencji.
Na spotkania te przygotowywane są specjalnie materiały prezentacyjne, przybliżające
skomplikowany sposób działania sektorów przemysłu rafineryjno–petrochemicznego oraz
energetycznego, wktórych działa Spółka.
Dni Inwestora iAnalityka wORLEN
Warsztaty tematyczne dotyczące różnych dziedzin działalności Spółki, prowadzone dla
uczestników rynku kapitałowego przez przedstawicieli Zarządu, dyrektorów wykonawczych
ipozostałych, wybranych menedżerów wobiektach, gdzie prowadzona jest działalność
operacyjna Spółki.
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
314Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8.3. System kontroli, audytów wewnętrznych
ZSZ, zarządzania ryzykiem izapewnienia
zgodności (compliance)
Wstrukturze organizacyjnej Grupy ORLEN funkcjonują obszary
odpowiedzialne za kontrolę wewnętrzną, zarządzanie ryzykiem,
compliance oraz audyt wewnętrzny:
1. Audyt wewnętrzny
Funkcja audytu realizowana jest przez Biuro Audytu ORLEN
S.A. Działania audytu wewnętrznego realizowane są zgodnie
zMiędzynarodowymi Standardami Praktyki Zawodowej Audytu
Wewnętrznego (ang. The Institute of Internal Auditors – the IIA ).
Obszar audytu wewnętrznego realizuje zadania audytowe woparciu
oroczne plany audytów zatwierdzane przez Zarząd Spółki oraz
przyjmowane przez Komitet Audytu Rady Nadzorczej iRadę
Nadzorczą. Dodatkowo realizuje także audyty doraźne zlecane przez
Radę Nadzorczą lub Zarząd Spółki. Obszar audytu wewnętrznego
przygotowuje sprawozdanie zmonitoringu rekomendacji, wskazujące
stopień ich wdrożenia. Adresatami raportu zmonitoringu jest Zarząd
Spółki oraz Komitet Audytu Rady Nadzorczej Spółki.
2. Kontrola wewnętrzna
Biuro Kontroli iBezpieczeństwa ORLEN S.A. prowadzi kontrole oraz
postępowania weryfikacyjne wORLEN oraz współkach Grupy ORLEN.
Biuro dokonuje oceny zgodności działań pracowników ORLEN
ispółek Grupy ORLEN zobowiązującym prawem, wewnętrznymi
aktami organizacyjnymi, jak również przeciwdziała zagrożeniom
interesów Grupy ORLEN. Biuro Kontroli iBezpieczeństwa pełni nadzór
segmentowy wobszarze kontroli współkach Grupy ORLEN.
3. Kontrola finansowa
Biuro Kontroli Finansowej funkcjonujące wstrukturze Obszaru
Kontroli Finansowej, Zarządzania Ryzykiem iZgodnością realizuje
kontrole finansowe, wramach których ujawnia nieprawidłowości oraz
nadużycia ocharakterze gospodarczym. Dokonuje oceny zpunktu
widzenia kryteriów legalności, celowości, gospodarności, rzetelności,
sprawności organizacyjnej iprawidłowości działania. Zgodnie ze
strukturą organizacyjną ORLEN S.A. obszar kontroli finansowej
podlega funkcjonalnie Prezesowi Zarządu Dyrektorowi Generalnemu
ORLEN S.A.
4. Zarządzanie ryzykiem
Dział Zarządzania Ryzykiem Korporacyjnym wObszarze Kontroli
Finansowej, Zarządzania Ryzykiem iZgodnością koordynuje proces
zarządzania ryzykiem wGK ORLEN. Bezpośrednio za zarządzanie
ryzykiem współkach Grupy ORLEN odpowiadają Zarządy
poszczególnych Spółek oraz wyznaczeni przez nich koordynatorzy.
Organizacja Systemu Zarządzania Ryzykiem (ERM) odbywa się
wszczególności woparciu oPolitykę iProcedurę Zarządzania
Ryzykiem Korporacyjnym.
5. Compliance
System compliance odpowiada za nadzór nad zapewnieniem
zgodności przez Spółki Grupy ORLEN zwymaganiami przepisów
prawa, regulacji wewnętrznych, przyjętych standardów postępowania.
Wramach systemu compliance wORLEN S.A. oraz spółkach Grupy
ORLEN wdrażane są rozwiązania prawne iorganizacyjne wcelu
zapewnienia zgodności procesów biznesowych zachodzących
wORLEN S.A. oraz spółkach Grupy ORLEN.
Obszary odpowiedzialne za systemy kontroli wewnętrznej,
zarządzania ryzykiem, zgodności działalności zprawem (compliance)
oraz audytu wewnętrznego przekazują do Rady Nadzorczej ORLEN
S.A. okresowe sprawozdania zrealizacji ww. funkcji, na podstawie
których Rada Nadzorcza monitoruje ich skuteczność.
System kontroli wewnętrznej Spółki izarządzania ryzykiem wprocesie
sporządzania sprawozdań finansowych realizowany jest przez:
• weryfikację stosowania jednolitej polityki rachunkowości przez
spółki Grupy ORLEN wzakresie ujęcia, wyceny iujawnień zgodnie
zMiędzynarodowymi Standardami Sprawozdawczości Finansowej
(MSSF) zatwierdzonymi przez Unię Europejską;
• stosowanie procedur ewidencji zdarzeń gospodarczych wsystemie
finansowo-księgowym oraz kontrolę ich przestrzegania;
• stosowanie wewnętrznych mechanizmów kontrolnych, wtym:
rozdział obowiązków, kilkustopniowa autoryzacja danych,
weryfikacja poprawności otrzymanych danych, niezależne
sprawdzenia;
• udostępnianie spółkom Grupy ORLEN jednolitych wzorców
jednostkowych iskonsolidowanych sprawozdań finansowych
oraz okresową weryfikację prawidłowości uwzględnionych
zasad rachunkowości iujawnień wsprawozdaniach finansowych
przygotowywanych przez spółki Grupy ORLEN;
• przekazywanie do spółek wytycznych księgowych, udzielanie
wyjaśnień iinterpretacji zapisów obowiązujących wGrupie ORLEN
zasad rachunkowości oraz przeprowadzanie okresowych spotkań
ze spółkami zGrupy wzakresie obowiązujących wytycznych
izasad zgodnych zMSSF wcelu zapewnienia stosowania
spójnych rozwiązań rachunkowych wramach całej Grupy na
potrzeby raportowania danych będących podstawą sporządzanych
skonsolidowanych sprawozdań finansowych;
• weryfikację zgodności sprawozdań finansowych spółek Grupy
ORLEN zdanymi wprowadzanymi do zintegrowanego systemu
informatycznego służącego do przygotowania skonsolidowanego
sprawozdania finansowego Grupy ORLEN;
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
315Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
• przegląd przez niezależnego biegłego rewidenta publikowanych
sprawozdań finansowych za IiIII kwartał iIpółrocze oraz badanie
rocznych sprawozdań finansowych ORLEN oraz Grupy ORLEN,
• procedury autoryzacji, zatwierdzania iopiniowania sprawozdań
finansowych przed publikacją;
• system audytowania wewnętrznego funkcjonujący wramach
Zintegrowanego Systemu Zarządzania.
Ewidencja zdarzeń gospodarczych wORLEN prowadzona jest
wzintegrowanym systemie finansowo-księgowym. Bezpieczeństwo
idostępność informacji zawartych wsystemie finansowo-księgowym
kontrolowane są na wszystkich poziomach bazy danych, aplikacji
iprezentacji oraz systemu operacyjnego. Integracja systemu
zapewniona jest przez systemy kontroli wprowadzanych danych
(walidacje, autoryzacje, listy wartości) oraz dzienniki zmian. ORLEN
na bieżąco dostosowuje system informatyczny do zmieniających się
zasad rachunkowości lub innych norm prawnych. Rozwiązania ORLEN
są implementowane wsystemach jednostek Grupy ORLEN S.A.
Wcelu zapewnienia jednolitości zasad rachunkowości spółki Grupy
ORLEN stosują, na potrzeby sporządzenia skonsolidowanego
sprawozdania finansowego, spójną politykę rachunkowości, przyjętą
wGrupie ORLEN izatwierdzoną przez Zarząd ORLEN.
Wcelu zapewnienia zgodności polityki rachunkowości
znowelizowanymi przepisami jest ona okresowo aktualizowana.
Skonsolidowane sprawozdania finansowe są przygotowywane na
podstawie zintegrowanego systemu informatycznego, wktórym
przeprowadzany jest proces konsolidacji wprowadzanych danych
do pakietów sprawozdawczych przez spółki Grupy ORLEN. System
jest rozwiązaniem utworzonym dla celów zarządzania finansowego
oraz raportowania. Narzędzie to umożliwia ujednolicenie informacji
finansowych. Wjednym miejscu zbierane są informacje wynikowe,
budżetowe, prognozowane oraz statystyczne, co zapewnia
bezpośrednią kontrolę izgodność wprowadzanych danych.
Dane poddawane są analizie pod względem spójności, kompletności
iciągłości, czemu służą zaimplementowane wsystemie kontrolki
sprawdzające zgodność danych wprowadzanych przez spółki Grupy
ORLEN.
Wcelu bieżącego ograniczania ryzyk związanych zprocesem
sporządzania sprawozdań finansowych poddawane są one weryfikacji
przez niezależnego biegłego rewidenta co kwartał, azatem częściej,
niż wynika to zobowiązujących przepisów.
Zgodnie zobowiązującą wORLEN procedurą (spełniającą
kryteria wynikające zobowiązujących przepisów prawa), wyboru
firmy audytorskiej do przeprowadzenia badania sprawozdań
finansowych dokonuje Rada Nadzorcza na podstawie rekomendacji
Komitetu Audytu oraz sprawozdania zpostępowania ofertowego
przeprowadzonego przez Komitet Audytu. Firmą audytorską wybraną
do badania sprawozdań finansowych ORLEN za lata 2022-2024 był
Deloitte Audyt Spółka zograniczoną odpowiedzialnością Spółka
komandytowa. ORLEN S.A.oraz Deloitte Audyt sp. zo.o. sp.k.
zsiedzibą wWarszawie („Audytor”) podpisały wdniu 25 września
2023 roku 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.działając zgodnie zprocedurą awaryjną jaka została
wprowadzona przez Komitet Audytu wybrała firmę MAZARS Audyt
Sp. zo.o. do przeprowadzenia badań jednostkowych sprawozdań
finansowych ORLEN S.A. iskonsolidowanych sprawozdań Grupy
ORLEN za lata obrotowe 2023-2024. Wramach prac audytowych
biegły rewident dokonuje niezależnej oceny rzetelności
iprawidłowości jednostkowych iskonsolidowanych sprawozdań
finansowych oraz potwierdzenia skuteczności systemu kontroli
wewnętrznej izarządzania ryzykiem. Wyniki przeglądów ibadań są
przedstawiane przez biegłego rewidenta Zarządowi iKomitetowi
Audytu Rady Nadzorczej.
Komitet Audytu, powołany wramach uprawnień Rady Nadzorczej,
zgodnie zkompetencjami określonymi wustawie obiegłych
rewidentach, firmach audytorskich oraz nadzorze publicznym
1
, pełni
funkcję organu nadzorczego izajmuje się wszczególności:
• monitorowaniem procesu sporządzania skonsolidowanych
sprawozdań finansowych Grupy ORLEN pod kątem zgodności
zPolityką Rachunkowości przyjętą wGrupie ORLEN oraz wymogami
prawa;
• monitorowaniem niezależności biegłego rewidenta ifirmy
audytorskiej wybranej do badania sprawozdań finansowych;
• monitorowaniem skuteczności systemów kontroli wewnętrznej
(wtym kontroli finansowej), audytu wewnętrznego oraz zarządzania
ryzykiem.
WSpółce stosowane są procedury autoryzacji, zgodnie zktórymi
raporty okresowe przekazywane są Zarządowi Spółki, anastępnie
Komitetowi Audytu Rady Nadzorczej do zaopiniowania. Po uzyskaniu
opinii Komitetu Audytu oraz po zakończeniu weryfikacji przez
biegłego rewidenta sprawozdania finansowe są zatwierdzane
przez Zarząd Spółki ipodpisywane kwalifikowanym podpisem
elektronicznym do publikacji, anastępnie przekazywane przez Biuro
Relacji Inwestorskich do publicznej wiadomości.
Wprzypadku rocznych sprawozdań finansowych ostateczny
etap ocen ikontroli procesu sprawozdawczości finansowej
dokonywany jest przez Radę Nadzorczą, jako niezależny organ,
zapewniający prawidłowość irzetelność prezentowanych informacji
wsprawozdaniach finansowych ORLEN iGrupy ORLEN.
Spółka posiada idoskonali certyfikowany Zintegrowany
System Zarządzania oparty onormy: ISO 9001, AQAP 2110
(system zarządzania jakością), ISO 14001 (system zarządzania
środowiskowego), ISO 45001 (system zarządzania BHP), ISO 50001
(system zarządzania energią) oraz ISO/IEC 27001 (system zarządzania
bezpieczeństwem informacji), System Certyfikacji Biomasy Biopaliw
ISCC EU iKZRINiG, System Zakładowej Kontroli Produkcji (ZKP) oraz
System Zarządzania Bezpieczeństwem Żywności (HACCP).
1) Ustawa zdnia 11 maja 2017 r. obiegłych rewidentach, firmach audytorskich oraz nadzorze
publicznym (tj. Dz.U. 2023 poz. 1015 zpóźn. zm.)
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
316Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
W2023 roku ORLEN S.A.został poddany okresowo przeprowadzanej
weryfikacji zewnętrznej/recertyfikacji (przeprowadzono 8 audytów
przez akredytowane jednostki zewnętrzne: BV Polska, UDT-CERT,
PCBC, CCJ WAT, ITWL.
Wramach struktury ORLEN S.A. system compliance funkcjonuje
wformule rozproszonej, zakładającej zarządzanie ryzykiem braku
zgodności (compliance) przez dyrektorów bezpośrednio podległych
Członkowi Zarządu, pod nadzorem Dyrektora Wykonawczego
ds. Kontroli Finansowej, Zarządzania Ryzykiem iZgodnością,
zwyłączeniem nadzoru nad procesem zarządzania ryzykiem
regulacyjnym wzakresie przepisów podatkowych, który został
przypisany Dyrektorowi Biura Podatków. Ramy funkcjonowania
systemu compliance wORLEN S.A. określa Polityka Compliance Grupy
Kapitałowej ORLEN, ana poziomie spółek Grupy ORLEN – Standard
Organizacyjny ws. Polityki Compliance GK ORLEN dla Spółek GK
ORLEN.
Wramach wynikającego zPolityki Compliance dla wszystkich
Obszarów ORLEN S.A. obowiązku składania doraźnych raportów
regulacyjnych, wterminie nie dłuższym niż 7 dni roboczych od
powzięcia informacji oprojektowanej lub dokonywanej zmianie
właściwego temu obszarowi otoczenia regulacyjnego, w2023 roku
wpłynęło łącznie 89 doraźnych raportów regulacyjnych. Obszary
również złożyły regularne raporty regulacyjne, zawierające aktualne
wykazy wszystkich przepisów prawnych związanych zaktualnym
zakresem odpowiedzialności Dyrektorów bezpośrednio raportujących
do Zarządu ORLEN S.A. Proces zarządzania zgodnością jest cyklicznie
raportowany przez Obszar Dyrektora Wykonawczego ds. Kontroli
Finansowej, Zarządzania Ryzykiem iZgodnością do Zarządu iRady
Nadzorczej Spółki.
Polityka Compliance wORLEN S.A. określa również zasady
zarządzania koncesjami oraz zasady prowadzenia działalności
lobbingowej, które są elementem systemu compliance wORLEN S.A.
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
317Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8.4. Akcjonariat
Zgodnie zregulacjami obowiązującymi na polskim rynku
kapitałowym ORLEN otrzymuje informacje jedynie oakcjonariuszach
posiadających co najmniej 5% udziału wogólnej liczbie głosów na
walnym zgromadzeniu Spółki. Na podstawie art. 69 ustawy oofercie
publicznej iwarunkach wprowadzania instrumentów finansowych do
zorganizowanego systemu obrotu oraz ospółkach publicznych
1
każdy,
kto osiągnął lub przekroczył 5% udziału wogólnej liczbie głosów na
walnym zgromadzeniu spółki publicznej jest obowiązany niezwłocznie
zawiadomić otym Komisję Nadzoru Finansowego oraz Spółkę.
Według stanu na dzień autoryzacji niniejszego Sprawozdania Spółka
otrzymała takie zawiadomienia od dwóch podmiotów wskazanych
wponiższej tabeli.
Każda jedna akcja ORLEN daje prawo do jednego głosu podczas
obrad walnego zgromadzenia Spółki. Wkapitale zakładowym ORLEN
nie ma akcji uprzywilejowanych.
Akcjonariuszem posiadającym największą liczbę akcji itym samym
głosów na walnym zgromadzeniu ORLEN jest Skarb Państwa zok.
49,90% udziałem wkapitale zakładowym Spółki itakim samym
Ograniczenia dotyczące przenoszenia praw
własności akcji
Statut Spółki nie przewiduje ograniczeń dotyczących przenoszenia
praw własności akcji ORLEN S.A. Ograniczenia takie mogą wynikać
zprzepisów powszechnie obowiązujących, wszczególności ustawy
ozasadach zarządzania mieniem państwowym oraz ustawy okontroli
niektórych inwestycji.
udziałem wogólnej liczbie głosów na walnym zgromadzeniu Spółki.
Na drugim miejscu pod względem liczby posiadanych akcji znajduje
się Otwarty Fundusz Emerytalny Nationale-Nederlanden OFE, który
trzyma, według danych zostatniego Walnego Zgromadzenia, wswoim
portfelu ok. 5,76% wszystkich wyemitowanych przez Spółkę akcji itaki
sam udział wogólnej liczbie głosów na walnym zgromadzeniu Spółki.
Wciągu 2023 roku ido dnia autoryzacji niniejszego Sprawozdania
wstrukturze akcjonariuszy nie pojawiły się inne pomioty posiadające
ponad 5% udziału wogólnej liczbie głosów na walnym zgromadzeniu
ORLEN.
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
Struktura akcjonariatu ORLEN S.A. na 1 stycznia 2023 roku oraz na 31 grudnia 2023 roku
Akcjonariusz
Liczba akcji igłosów na
Walnym Zgromadzeniu
(na 01.01.2023)
Udział wkapitale
zakładowym iogólnej
liczbie głosów na
Walnym Zgromadzeniu
(na 01.01.2023)
Liczba akcji igłosów na
Walnym Zgromadzeniu
(na 31.12.2023)
Udział wkapitale
zakładowym iogólnej
liczbie głosów na
Walnym Zgromadzeniu
(na 31.12.2023)
Skarb Państwa 579 310 079* 49,90% 579 310 079 49,90%
Nationale-Nederlanden OFE 60 709 120** 5,23% 62 655 000*** 5,40%
Pozostali 520 922 850 44,87% 518 976 970 44,70%
Razem 1 160 942 049 100,00% 1 160 942 049 100,00%
* zgodnie zzawiadomieniem przekazanym przez akcjonariusza do ORLEN S.A. wdniu 29 listopada 2022 roku
** zgodnie zinformacjami opublikowanymi przez Nationale-Nederlanden Otwarty Fundusz Emerytalny wdniu 2 stycznia 2023 roku
*** zgodnie zinformacjami ze Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia ORLENU zdnia 21 czerwca 2023 roku
Struktura akcjonariatu ORLEN S.A. na dzień autoryzacji niniejszego Sprawozdania
Akcjonariusz
Liczba akcji igłosów na Walnym Zgromadzeniu
(na dzień autoryzacji niniejszego Sprawozdania)
Udział wkapitale zakładowym iogólnej liczbie
głosów na Walnym Zgromadzeniu (na dzień
autoryzacji niniejszego Sprawozdania)
Skarb Państwa 579 310 079 49,90%
Nationale-Nederlanden OFE 66 877 387**** 5,76%
Pozostali 514 754 583 44,34%
Razem 1 160 942 049 100,00%
*** zgodnie zinformacjami zNadzwyczajnego Walnego Zgromadzenia ORLEN zdnia 6 lutego 2024 roku
TABELA 81
TABELA 82
1) Ustawa zdnia 29 lipca 2005 r. oofercie publicznej iwarunkach wprowadzania instrumentów finansowych do zorganizowanego systemu obrotu oraz ospółkach publicznych (tj. Dz.U. 2022 poz.
2554 zpóźn. zm.)
318Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8.5. Wykonywanie prawa głosu oraz
specjalne uprawnienia kontrolne
akcjonariuszy
Wykonywanie prawa głosu oraz specjalne uprawnienia kontrolne
zostały szczegółowo uregulowane wStatucie ORLEN.
Zgodnie zpostanowieniami Statutu jedna akcja ORLEN daje prawo
do jednego głosu na Walnym Zgromadzeniu Spółki. WStatucie Spółki
prawo głosowania akcjonariuszy zostało ograniczone wten sposób,
że żaden znich nie może wykonywać na Walnym Zgromadzeniu
więcej niż 10% ogólnej liczby głosów istniejących wSpółce wdniu
odbywania Walnego Zgromadzenia. Ograniczenie prawa głosowania
nie dotyczy Skarbu Państwa oraz banku depozytowego, który
na podstawie umowy ze Spółką wyemitował kwity depozytowe
wzwiązku zakcjami Spółki (wprzypadku wykonywania przez ten
podmiot prawa głosu ztych akcji Spółki). Przy czym dla potrzeb
Statutu Spółki wykonywanie prawa głosu przez podmiot zależny
uważa się za jego wykonywanie przez podmiot dominujący
wrozumieniu ustaw wskazanych wStatucie oraz dla obliczania liczby
głosów przysługujących akcjonariuszowi sumuje się liczbę głosów
zakcji iliczbę głosów, które uzyskałby ten akcjonariusz wprzypadku
zamiany posiadanych przez siebie kwitów depozytowych na akcje.
Akcjonariusze, których głosy podlegają kumulacji iredukcji, zwani są
Zgrupowaniem. Kumulacja głosów polega na zsumowaniu głosów,
którymi dysponują poszczególni akcjonariusze wchodzący wskład
Zgrupowania. Redukcja głosów polega na pomniejszeniu ogólnej
liczby głosów wSpółce przysługujących na Walnym Zgromadzeniu
akcjonariuszom wchodzącym wskład Zgrupowania. Zasady
kumulacji iredukcji szczegółowo określa Statut Spółki. Akcjonariusze
wchodzący wskład Zgrupowania nie mogą wykonywać prawa głosu
zwięcej niż 10% ogólnej liczby głosów istniejących wSpółce wdniu
odbywania Walnego Zgromadzenia.
Jeżeli skumulowana liczba akcji zarejestrowana na Walnym
Zgromadzeniu przez akcjonariuszy wchodzących wskład
Zgrupowania przekracza 10% ogólnej liczby głosów wSpółce, to
głosy wynikające zliczby posiadanych akcji podlegają redukcji, której
zasady szczegółowo określa Statut Spółki.
Ograniczenie prawa głosowania, októrym mowa powyżej, nie dotyczy
podmiotów zależnych od Skarbu Państwa.
Skarb Państwa reprezentowany przez podmiot uprawniony do
wykonywania praw zakcji należących do Skarbu Państwa jest
uprawniony do powoływania iodwoływania jednego członka Rady
Nadzorczej. Ponadto jeden Członek Zarządu ORLEN jest powoływany
przez podmiot uprawniony do wykonywania praw zakcji należących
do Skarbu Państwa, do czasu zbycia przez Skarb Państwa ostatniej
akcji Spółki, przy czym takiego Członka Zarządu ORLEN odwołuje
Rada Nadzorcza.
Dodatkowo, zgodnie ze Statutem Spółki, tak długo jak Skarb Państwa
jest uprawniony do powoływania członka Rady Nadzorczej, uchwały
wsprawie udzielenia zgody na dokonywanie czynności dotyczących:
zbycia lub obciążenia wjakikolwiek sposób akcji albo udziałów
wnastępujących spółkach: Naftoport Sp. zo.o., Inowrocławskie
Kopalnie Soli „Solino” S.A. oraz współce, która zostanie utworzona
wcelu prowadzenia działalności wzakresie transportu rurociągowego
paliw płynnych, wymagają głosowania za ich przyjęciem przez członka
Rady Nadzorczej powołanego przez Skarb Państwa.
WStatucie ORLEN zastrzeżono, że wzakresie przedmiotu działalności
opisanego wStatucie, Spółka realizuje zadania dla zapewnienia
bezpieczeństwa energetycznego Rzeczypospolitej Polskiej. Ztego
względu zgodnie zregulacjami statutowymi akcjonariusz - Skarb
Państwa wszczególności:
1) Jest uprawniony do żądania od Zarządu Spółki sporządzenia na
jego rzecz szczegółowych informacji na temat zadań wykonywanych
dla zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego kraju.
2) Jest uprawniony do otrzymania od Zarządu Spółki, nie później
niż do upływu dwóch miesięcy od dnia zakończenia Zwyczajnego
Walnego Zgromadzenia, informacji dotyczących:
a. realizacji strategicznych przedsięwzięć inwestycyjnych lub
udziału wprzedsięwzięciach inwestycyjnych, koniecznych dla
zapewnienia bezpieczeństwa energetycznego Polski,
b. nawiązania stosunku zobowiązaniowego zosobą zagraniczną
przez operatora lub właściciela systemu dystrybucyjnego
lub gazociągu międzysystemowego, dotyczącego lub
związanego zprzygotowaniem, analizą, budową, rozbudową
lub rozporządzeniem siecią przesyłową, siecią dystrybucyjną,
gazociągiem międzysystemowym albo gazociągiem
bezpośrednim wrozumieniu prawa energetycznego, oile
stosunek zobowiązaniowy dotyczy infrastruktury owartości
aktualnej lub szacunkowej dla nowej, wtym projektowanej,
infrastruktury przekraczającej równowartość 500 000 EUR
wPLN,
c. nawiązania stosunku zobowiązaniowego zosobą zagraniczną
przez operatora lub właściciela instalacji magazynowej,
dotyczącego lub związanego zprzygotowaniem, analizą,
budową, rozbudową lub rozporządzeniem instalacją
magazynową wrozumieniu prawa energetycznego, oile
stosunek zobowiązaniowy dotyczy infrastruktury owartości
aktualnej lub szacunkowej dla nowej, wtym projektowanej,
infrastruktury przekraczającej równowartość 500 000 EUR
wPLN,
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
319Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
d. nawiązania stosunku zobowiązaniowego zosobą zagraniczną
przez właściciela jednostki wytwórczej lub kogeneracyjnej,
dotyczącego lub związanego zprzygotowaniem, analizą,
budową, rozbudową lub rozporządzeniem jednostką
wytwórczą albo jednostką kogeneracyjną wrozumieniu prawa
energetycznego, oile stosunek zobowiązaniowy dotyczy
infrastruktury owartości aktualnej lub szacunkowej dla
nowej, wtym projektowanej, infrastruktury przekraczającej
równowartość 500 000 EUR wPLN,
e. nawiązania stosunku zobowiązaniowego zosobą zagraniczną,
dotyczącego lub związanego zposzukiwaniem, rozpoznawaniem
lub wydobywaniem węglowodorów, wrozumieniu prawa
geologicznego igórniczego, owartości przekraczającej
równowartość 5 000 000 EUR wPLN
- przy czym punkty a) - e) powyżej nie dotyczą informacji o:
umowach kredytu, usługach związanych zutrzymaniem wstanie
niepogorszonym, wtym remontów, oraz usług iprac geofizycznych
wiertniczych, serwisowych, atakże usług lub dostaw związanych
zwykonaniem powyższych umów lub czynności, apunkt 5)
nie obejmuje dodatkowo informacji dotyczących działalności
zagranicznego podmiotu zależnego związanych zzawieraniem
umów zwykłego zarządu dotyczących funkcjonowania struktury
organizacyjnej spółki, wtym umów opracę, eksploatacji majątku
owartości zobowiązań nieprzekraczających 5 000 000 EUR ikosztów
bieżącego zarządu.
3) Ponadto Akcjonariusz - Skarb Państwa jest uprawniony do
otrzymania, wterminie 21 dni po zakończeniu Walnego Zgromadzenia
lub Zgromadzenia Wspólników spółek będących wobec Spółki
Podmiotem Powiązanym lub Podmiotem Zależnym, którego
przedmiotem były sprawy enumeratywnie określone wStatucie
ORLEN, szczegółowych informacji dotyczących decyzji podjętych
przez Walne Zgromadzenie lub Zgromadzenie Wspólników tych
spółek wraz zoceną ich skutków dla bezpieczeństwa energetycznego
Polski, przy czym nie dotyczy to informacji oumowach kredytu,
usługach związanych zutrzymaniem wstanie niepogorszonym, wtym
remontów, oraz usług iprac geofizycznych, wiertniczych, serwisowych,
atakże usług lub dostaw związanych zwykonaniem powyższych
umów lub czynności, anadto nie obejmuje informacji dotyczących
działalności zagranicznego Podmiotu Zależnego Spółki bądź spółki,
októrej mowa powyżej, związanych zzawieraniem umów zwykłego
zarządu dotyczących funkcjonowania struktury organizacyjnej spółki,
wtym umów opracę, eksploatacji majątku owartości zobowiązań
nieprzekraczających 5 000 000 EUR ikosztów bieżącego zarządu.
4) Dodatkowo, podmiot uprawniony do wykonywania praw zakcji
Skarbu Państwa oraz minister właściwy do spraw energii jest
uprawniony do otrzymania od Spółki analiz ekonomiczno-finansowych
Spółki oraz spółek będących wobec Spółki Podmiotem Powiązanym
pełniących funkcję operatora systemu dystrybucyjnego lub operatora
systemu magazynowania.
5) Niezależnie od powyższego, minister właściwy do spraw energii,
po uzyskaniu opinii podmiotu uprawnionego do wykonywania praw
zakcji należących do Skarbu Państwa, wyraża na wniosek Zarządu
zgodę:
• na zmianę istotnych postanowień obowiązujących umów
handlowych dotyczących importu gazu ziemnego do Polski oraz na
zawarcie nowych takich umów handlowych,
• na realizację strategicznych przedsięwzięć inwestycyjnych lub
udział Spółki wprzedsięwzięciach inwestycyjnych mogących trwale
lub przejściowo pogorszyć efektywność ekonomiczną działalności
Spółki, ale koniecznych do realizacji zadania dla zapewnienia
bezpieczeństwa energetycznego, wodniesieniu do realizacji zadań
zapewnienia tego bezpieczeństwa wzakresie:
− ciągłości dostaw gazu do odbiorców oraz utrzymania
niezbędnych rezerw,
− bezpiecznej eksploatacji sieci gazowych,
− równoważenia bilansu paliw gazowych oraz dysponowania
ruchem imocą urządzeń energetycznych przyłączonych do
wspólnej sieci gazowej,
− działalności wydobywczej gazu.
6) Akcjonariusz Skarb Państwa, stosownie do postanowień Statutu
Spółki, akceptuje rekomendacje Zarządu Spółki dotyczące wskazania
przedstawicieli Spółki do Zarządu iRady Nadzorczej lub odwołania
ze składu Zarządu iRady Nadzorczej spółki pod firmą: System
Gazociągów Tranzytowych EuRoPol Gaz S.A.
Specjalne uprawnienia dla akcjonariusza Skarbu Państwa wynikać
mogą także zpostanowień przepisów powszechnie obowiązujących,
tj.:
• ustawy oszczególnych uprawnieniach ministra właściwego do
spraw energii oraz ich wykonywaniu wniektórych spółkach
kapitałowych lub grupach kapitałowych prowadzących działalność
wsektorach energii elektrycznej, ropy naftowej oraz paliw
gazowych
1
;
• ustawy okontroli niektórych inwestycji
2
;
• ustawy ozasadach zarządzania mieniem państwowym
3
.
1) Ustawa zdnia 18 marca 2010 r. oszczególnych uprawnieniach ministra właściwego do spraw aktywów państwowych oraz ich wykonywaniu wniektórych spółkach
kapitałowych lub grupach kapitałowych prowadzących działalność wsektorach energii elektrycznej, ropy naftowej oraz paliw gazowych (tj. Dz.U. 2020 poz. 2173)
2) Ustawa zdnia 24 lipca 2015 r. okontroli niektórych inwestycji (tj. Dz.U. 2023 poz. 415)
3) Ustawa zdnia 16 grudnia 2016 r. ozasadach zarządzania mieniem państwowym (tj. Dz. U. Dz.U. 2024 poz. 125)
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
320Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8.6. Zmiany statutu
Zmiana Statutu ORLEN wymaga uchwały Walnego Zgromadzenia
Spółki oraz wpisu do rejestru przedsiębiorców. Uchwała Walnego
Zgromadzenia dotycząca zmian Statutu Spółki zapada większością
trzech czwartych głosów. Walne Zgromadzenie Spółki może
upoważnić Radę Nadzorczą do ustalenia jednolitego tekstu Statutu lub
wprowadzenia innych zmian ocharakterze redakcyjnym określonych
wuchwale Walnego Zgromadzenia.
Wroku 2023 Statut Spółki był zmieniany dwukrotnie – na
posiedzeniach Walnego Zgromadzenia Spółki 22 marca 2023 roku
oraz 21 czerwca 2023 roku. Wszystkie zmiany Statutu opisane poniżej
zostały zarejestrowane wKrajowym Rejestrze Sądowym, ainformacja
na ten temat została opublikowana przez Spółkę wformie raportów
bieżących.
Wdniu 22 marca 2023 roku Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie
Spółki uchwaliło zmiany do jej Statutu wynikające z:
1) nowelizacji Kodeksu spółek handlowych („k.s.h.”), wprowadzonej
ustawą zdnia 9 lutego 2022 roku (Dz. U. z2022 r. poz. 807), która
weszła wżycie wpaździerniku 2022 roku. Wśród tych zmian należy
wskazać m.in. na:
• wykreślenie postanowień Statutu Spółki odwołujących się do
umowy koncernowej wrozumieniu art. 7 k.s.h. izastąpieniu ich
odwołaniem do umowy, októrej mowa wart. 4 § 1 pkt 4 lit. f) k.s.h.
Zmiany wtym zakresie nie zmieniły dotychczasowego układu
kompetencji organów Spółki określonego wStatucie Spółki;
• zmianę definicji Podmiotu Dominującego z§ 1 ust. 4 Statutu, co było
wynikiem zmiany art. 4 § 1 pkt 4 lit. f) k.s.h.;
• rozszerzenie kompetencji Walnego Zgromadzenia określonych
w§ 7 ust. 7 Statutu, poprzez wskazanie, że Walne Zgromadzenie
jest uprawnione do podjęcia uchwały dotyczącej określenia
maksymalnego łącznego kosztu wynagrodzenia wszystkich
doradców Rady Nadzorczej, który Spółka może ponieść wtrakcie
roku obrotowego. Ta zmiana związana była zdodaniem do Kodeksu
spółek handlowych art. 382(1) k.s.h.;
• zmianę postanowień regulujących kwestie związane
zposiedzeniami Rady Nadzorczej, trybem podejmowania uchwał
przez ten organ Spółki oraz kwestiami związanymi zwyborem
Przewodniczącego, Wiceprzewodniczącego iSekretarza Rady
Nadzorczej;
• rozszerzenie kompetencji Rady Nadzorczej okwestie związane ze
sporządzaniem oraz składaniem Walnemu Zgromadzeniu przez
Radę Nadzorczą corocznego pisemnego sprawozdania za ubiegły
rok obrotowy, zgodnie ze znowelizowanym przepisem art. 382
k.s.h.;
• dodanie wStatucie ust. 11a w§ 9, jako konsekwencja dodania do
Kodeksu spółek handlowych art. 380(1), dotyczącego udzielania
przez Zarząd Spółki Radzie Nadzorczej, bez dodatkowego
wezwania, określonych informacji.
2) procesów połączeniowych, które nastąpiły wSpółce wroku 2022.
Wzwiązku ztymi procesami powstał multienergetyczny koncern,
wofercie, którego znalazły się produkty iusługi, dotąd przez Spółkę
nieoferowane lub oferowane wmniejszym stopniu. Wtym celu
zmieniona została definicja pojęcia Energia z§ 1 ust. 4 Statutu, atakże
definicja zakresu zwykłych czynności z§ 8 ust. 11 pkt 6 Statutu.
3) konieczności uzupełnienia przedmiotu działalności Spółki.
Wzwiązku ztym w§ 2 Statutu Spółki dodano do przedmiotu
działalności Spółki dwie nowe aktywności tj. sprzedaż detaliczną
prowadzoną przez domy sprzedaży wysyłkowej lub Internet oraz
pozostałą sprzedaż detaliczną prowadzoną poza siecią sklepową,
straganami itargowiskami.
4) potrzeby usprawnienia działania organów Spółki. Nadzwyczajne
Walne Zgromadzenie dokonało także zmian Statutu wzakresie
nieruchomości, poprzez przyjęcie nowego progu warunkującego
konieczność uzyskania zgody Rady Nadzorczej na zbycie
nieruchomości. Bez zmian pozostawiono kompetencje Walnego
Zgromadzenia wzakresie nieruchomości.
5) potrzeby ujednolicenia procesów decyzyjnych wSpółce.
Wzmienionym Statucie ujęte zostały zmiany dotyczące zagadnienia
związanego zuzyskiwaniem zgód korporacyjnych na objęcie, nabycie
albo zbycie udziałów lub akcji podmiotów wchodzących wskład
Grupy ORLEN, które na podstawie powszechnie obowiązujących
przepisów pełnią funkcję operatora systemu dystrybucyjnego gazu
ziemnego lub operatora systemu magazynowania gazu ziemnego
zokreśleniem warunków itrybu zbywania.
Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki wdniu 22 marca 2023
roku podjęło jednocześnie uchwałę wsprawie ustalenia tekstu
jednolitego Statutu Spółki, obejmującego wszystkie zmienione
postanowienia Statutu.
Wdniu 21 czerwca 2023 roku Zwyczajne Walne Zgromadzenie
uchwaliło kolejne zmiany do Statutu Spółki polegające na zmianie
firmy Spółki. Na skutek przedmiotowej zmiany nastąpiła zmiana firmy
(nazwy) Spółki zdotychczasowej: Polski Koncern Naftowy ORLEN S.A.
na: ORLEN S.A. Tym samym, od 3 lipca 2023 roku, po rejestracji zmian
do Statutu przez Krajowy Rejestr Sądowy, Spółka posługuje się nazwą
ORLEN S.A.
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
321Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8.7. Walne Zgromadzenie
Sposób funkcjonowania Walnego
Zgromadzenia
Sposób funkcjonowania Walnego Zgromadzenia ORLEN oraz
jego uprawnienia regulują Statut Spółki oraz Regulamin Walnego
Zgromadzenia ORLEN, dostępne na stronie internetowej ORLEN
https://www.orlen.pl/pl/o-firmie/o-spolce/organy-i-struktura-spolki/
dokumenty-korporacyjne. Spółka ustala miejsce itermin Walnego
Zgromadzenia wtaki sposób, by umożliwić udział wobradach jak
największej liczbie akcjonariuszy. Walne Zgromadzenie ORLEN
odbywa się wsiedzibie Spółki wPłocku, ale może odbyć się także
wWarszawie.
ORLEN dokłada wszelkich starań, aby projekty uchwał Walnego
Zgromadzenia, inne niż ocharakterze porządkowym, zawierały
uzasadnienie, chyba że wynika ono zdokumentacji przedstawianej
Walnemu Zgromadzeniu. Wprzypadku, gdy umieszczenie danej
sprawy wporządku obrad Walnego Zgromadzenia następuje na
żądanie akcjonariusza lub akcjonariuszy, uzasadnienie proponowanej
uchwały przedstawia akcjonariusz. Zarząd Spółki dokłada wszelkich
starań, by pozyskać od akcjonariusza stosowne uzasadnienie spraw
zgłaszanych do porządku obrad.
Komplet materiałów prezentowanych na posiedzeniach Walnego
Zgromadzenia jest udostępniany akcjonariuszom na korporacyjnej
stronie internetowej www.orlen.pl, począwszy od dnia zwołania
Walnego Zgromadzenia. Po uprzednim zgłoszeniu takiego
zapotrzebowania materiały prezentowane na Walnym Zgromadzeniu
są także udostępniane akcjonariuszom wsiedzibie Spółki wPłocku
ibiurze wWarszawie.
Walne Zgromadzenie zwołuje się przez ogłoszenie umieszczane
na stronie internetowej Spółki oraz poprzez publikację raportu
bieżącego.
Zwyczajne Walne Zgromadzenie Spółki powinno odbyć się nie później
niż wciągu sześciu miesięcy po zakończeniu roku obrotowego.
Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie zwoływane jest przez Zarząd
zwłasnej inicjatywy, na wniosek Rady Nadzorczej albo na wniosek
akcjonariusza lub akcjonariuszy reprezentujących co najmniej jedną
dwudziestą kapitału zakładowego Spółki, wterminie dwóch tygodni
od zgłoszenia takiego wniosku. Rada Nadzorcza może zwołać
Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie, jeżeli zwołanie go uzna za
wskazane. Rada Nadzorcza może także zwołać Zwyczajne Walne
Zgromadzenie, jeżeli Zarząd nie zwoła Zgromadzenia wterminie
dwóch tygodni od dnia zgłoszenia odpowiedniego żądania przez
Radę Nadzorczą. Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie może zostać
także zwołane przez akcjonariuszy reprezentujących co najmniej
połowę kapitału zakładowego lub co najmniej połowę ogółu głosów
wSpółce.
Wprzypadku otrzymania przez Zarząd Spółki informacji ozwołaniu
Walnego Zgromadzenia na podstawie art. 399 § 2 - 4 Kodeksu spółek
handlowych, Zarząd niezwłocznie dokonuje czynności, do których jest
zobowiązany wzwiązku zorganizacją iprzeprowadzeniem Walnego
Zgromadzenia.
Spółka organizuje każdorazowo transmisję internetową zobrad
Zgromadzenia, oferując również symultaniczne tłumaczenie na
język angielski. Dotychczas Spółka nie oferowała akcjonariuszom
udziału wWalnym Zgromadzeniu przy wykorzystaniu środków
komunikacji elektronicznej poprzez dwustronną komunikację wczasie
rzeczywistym, wramach której akcjonariusze mogliby wypowiadać się
wtoku obrad Walnego Zgromadzenia, przebywając wmiejscu innym
niż miejsce obrad Zgromadzenia. Do tej pory Spółka nie otrzymała
od Akcjonariuszy wniosków oorganizację e-walnego zgromadzenia.
Wzwiązku zpowyższym ORLEN poinformował oniestosowaniu
zasady 4.1 DPSN 2021. Niestosowanie ww. zasady nie wpływa na
rzetelność polityki informacyjnej Spółki ani też nie rodzi ryzyka
ograniczenia czy utrudnienia Akcjonariuszom udziału wobradach
Walnych Zgromadzeń.
Akcjonariusze mogą wykonywać prawo głosu na Walnym
Zgromadzeniu osobiście lub przez pełnomocnika.
Zgodnie zpostanowieniami Regulaminu Walnego Zgromadzenia,
Walne Zgromadzenie może być odwołane, jeżeli jego odbycie
napotka na nadzwyczajne przeszkody lub jest oczywiście
bezprzedmiotowe. Odwołanie lub zmiana terminu Walnego
Zgromadzenia następuje przez ogłoszenie zamieszczone na stronie
internetowej Spółki wraz zpodaniem uzasadnienia idochowaniem
innych wymogów prawa, wtym przepisów Regulaminu Walnego
Zgromadzenia.
Kompetencje Walnego Zgromadzenia
ORLEN
Do kompetencji Walnego Zgromadzenia należą wszczególności
następujące sprawy:
• rozpatrywanie izatwierdzanie rocznego sprawozdania finansowego
Spółki rocznego sprawozdania zdziałalności Spółki, atakże
skonsolidowanego sprawozdania finansowego Grupy Kapitałowej
ORLEN oraz sprawozdania zdziałalności Grupy Kapitałowej ORLEN
za poprzedni rok obrotowy,
• udzielanie absolutorium członkom Rady Nadzorczej iczłonkom
Zarządu Spółki zwykonania przez nich obowiązków,
• decydowanie opodziale zysku oraz opokrywaniu strat, atakże
sposobie wykorzystania funduszy utworzonych zzysku,
• powoływanie członków Rady Nadzorczej, zzastrzeżeniem § 8 ust.
2 Statutu, oraz ustalanie zasad wynagradzania członków Rady
Nadzorczej,
• podwyższenie iobniżenie kapitału zakładowego, jeżeli przepisy
kodeksu spółek handlowych oraz Statutu nie stanowią inaczej,
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
322Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
• wszelkie postanowienia dotyczące roszczeń onaprawienie szkody
wyrządzonej przy zawiązaniu Spółki oraz sprawowaniu nadzoru lub
zarządu,
• przyjęcie polityki określającej zasady wynagradzania członków
Zarządu iRady Nadzorczej Spółki,
• wyrażanie zgody na zbycie iwydzierżawienie przedsiębiorstwa
lub jego zorganizowanej części oraz ustanowienie na nich
ograniczonego prawa rzeczowego,
• wyrażanie zgody na zbycie nieruchomości, użytkowania
wieczystego lub udziału wnieruchomości, których wartość
księgowa netto przekracza jedną dwudziestą kapitału zakładowego
Spółki,
• zmiana Statutu Spółki,
• tworzenie ilikwidowanie kapitałów rezerwowych iinnych kapitałów
oraz funduszy Spółki,
• decydowanie oumorzeniu akcji oraz nabywaniu akcji wcelu ich
umorzenia iokreślenie warunków ich umorzenia,
• emisja obligacji zamiennych lub zprawem pierwszeństwa oraz
emisja warrantów subskrypcyjnych,
• rozwiązanie, likwidacja iprzekształcenie Spółki oraz jej połączenie
zinną spółką,
• zawarcie umowy, októrej mowa wart. 4 § 1 pkt 4 lit. f) kodeksu
spółek handlowych.
• podjęcie uchwały ozgodzie na objęcie, nabycie albo
zbycie udziałów lub akcji podmiotów wchodzących wskład
Grupy Kapitałowej Spółki, które na podstawie powszechnie
obowiązujących przepisów pełnią funkcję operatora systemu
dystrybucyjnego gazu ziemnego lub operatora systemu
magazynowania gazu ziemnego zokreśleniem warunków itrybu
zbywania,
• podjęcie uchwały dotyczącej określenia maksymalnego łącznego
kosztu wynagrodzenia wszystkich doradców Rady Nadzorczej, który
Spółka może ponieść wtrakcie roku obrotowego.
Uczestnictwo wWalnym Zgromadzeniu
ORLEN
Prawo uczestniczenia wWalnym Zgromadzeniu Spółki mają tylko
osoby będące akcjonariuszami Spółki na szesnaście dni przed datą
Walnego Zgromadzenia (dzień rejestracji uczestnictwa wWalnym
Zgromadzeniu).
Akcjonariusze mogą komunikować się ze Spółką za pośrednictwem
strony internetowej, korzystając zformularza kontaktowego
dostępnego pod adresem: https://www.orlen.pl/pl/relacje-
inwestorskie/kontakt/kontakt-dla-akcjonariuszy, lub poprzez pocztę
elektroniczną (e-mail: walne.zgromadzenie@orlen.pl). Mogą wten
sposób przesyłać zawiadomienia oudzieleniu pełnomocnictwa
wpostaci elektronicznej oraz dokument pełnomocnictwa (albo
jego odwołanie), atakże komunikować się ze Spółką, przekazując
wnioski istosowne dokumenty, np. wnioski ozamieszczenie sprawy
wporządku obrad Walnego Zgromadzenia lub projekty uchwał wraz
zuzasadnieniami. Na korporacyjnej stronie internetowej wsekcji
poświęconej Walnym Zgromadzeniom Spółki zamieszczane są
przydatne akcjonariuszom materiały, m.in. informacje ozbliżających
się Zgromadzeniach, materiały związane ztymi Zgromadzeniami,
atakże materiały archiwalne zodbytych posiedzeń, wtym treści
podjętych uchwał, atakże pliki wideo zawierające transmisje
internetowe zWalnych Zgromadzeń.
Wobradach Walnego Zgromadzenia biorą udział Członkowie Zarządu
iRady Nadzorczej Spółki wskładzie umożliwiającym wypowiedzenie
się na temat spraw będących przedmiotem obrad Walnego
Zgromadzenia oraz udzielenie merytorycznej odpowiedzi na pytania
akcjonariuszy zadawane podczas obrad Walnego Zgromadzenia.
Wobradach Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia mogą także
uczestniczyć członkowie Zarządu iRady Nadzorczej, których mandaty
wygasły przed dniem Walnego Zgromadzenia, aktórzy sprawowali
swe funkcje wroku obrotowym, za który sprawozdanie Zarządu oraz
sprawozdanie finansowe ma być zatwierdzone przez to Zwyczajne
Walne Zgromadzenie. Zarząd przekazuje uczestnikom Zwyczajnego
Walnego Zgromadzenia wyniki finansowe Spółki oraz inne istotne
informacje, wtym niefinansowe, zawarte sprawozdaniu finansowy
podlegającym zatwierdzeniu przez Walne Zgromadzenie.
Wobradach Walnego Zgromadzenia mają prawo brać udział także
inne osoby zaproszone przez organ zwołujący Walne Zgromadzenie
lub dopuszczone na salę obrad przez Przewodniczącego,
wszczególności biegli rewidenci, doradcy prawni ifinansowi lub
pracownicy Spółki. ORLEN umożliwia także przedstawicielom mediów
obecność na Walnych Zgromadzeniach. Zarząd na każdym Walnym
Zgromadzeniu zapewnia udział niezależnego eksperta wsprawach
zzakresu prawa handlowego.
Zzastrzeżeniem odmiennych postanowień kodeksu spółek
handlowych oraz Statutu, uchwały Walnego Zgromadzenia zapadają
bezwzględną większością głosów oddanych. Szczegółowe zasady
dotyczące obrad Walnego Zgromadzenia zostały określone
wRegulaminie Walnego Zgromadzenia.
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
323Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Walne Zgromadzenie w2023 roku
W2023 roku odbyły się dwa walne zgromadzenia Spółki.
22 marca 2023 roku odbyło się Nadzwyczajne Walne
Zgromadzenie, podczas którego:
• podjęte zostały uchwał wsprawie zmian Statutu Spółki oraz
uchwała wsprawie ustalenia tekstu jednolitego Statutu Spółki.
• podjęta została uchwała wsprawie połączenia Spółki zLOTOS SPV
5 Spółką zograniczona odpowiedzialnością zsiedzibą wGdańsku,
nr KRS: 0000896706 oraz zgody na Plan Połączenia.
Wdniu 21 czerwca 2023 roku odbyło się Zwyczajne
Walne Zgromadzenie, podczas którego:
• zatwierdzone zostały roczne sprawozdania zdziałalności Grupy
Kapitałowej ORLEN iORLEN oraz sprawozdania finansowe za 2022
rok
• udzielone zostało absolutorium wszystkim członkom Zarządu iRady
Nadzorczej Spółki oraz członkom organów spółek przejętych przez
ORLEN wroku 2022 tj. członkom organów spółki Grupa LOTOS
S.A., oraz Polskie Górnictwo Naftowe iGazownictwo S.A.,
• dokonano podziału zysku za rok obrotowy 2022 wwysokości
27 261 937 353,96 PLN wnastępujący sposób:
− kwota 6 385 181 269,50 PLN została przeznaczona na wypłatę
dywidendy (5,50 PLN na 1 akcję)
− pozostała kwota wwysokości 20 876 756 084,46 PLN została
przeznaczona na kapitał zapasowy Spółki,
• zatwierdzone zostało Sprawozdanie Rady Nadzorczej ORLEN S.A.
za rok obrotowy 2022, zawierające wszczególności informacje
dotyczące funkcjonowania Grupy Kapitałowej ORLEN, Rady
Nadzorczej ijej komitetów oraz informacje ioceny wymagane
przepisami powszechnie obowiązującymi iDobrymi Praktykami
Spółek Notowanych na GPW 2021,
• podjęto uchwałę wsprawie zaopiniowania Sprawozdania Rady
Nadzorczej ORLEN owynagrodzeniach Członków Zarządu oraz
Rady Nadzorczej za rok 2022,
• podjęto uchwałę ozmianie Statutu Spółki iustaleniu tekstu
jednolitego Statutu Spółki. Jak wskazano wyżej zmieniona została
wten sposób firma Spółki zPolski Koncern Naftowy ORLEN S.A. na
ORLEN S.A.
Ponadto wdniu 6 lutego 2024 roku odbyło się Nadzwyczajne Walne
Zgromadzenie ORLEN, które zdecydowało ozmianach wRadzie
Nadzorczej Spółki (opisanych wpodrozdziale 8.8.2. niniejszego
Sprawozdania). Akcjonariusze wyrazili również zgodę na zbycie
100% udziałów współce Gas Storage Poland wDębogórzu.
Zdecydowali także ozbyciu nieruchomości wgminie Stara Biała
iwPłocku, poprzez ich wniesienie jako wkładu niepieniężnego
na pokrycie udziałów wpodwyższonym kapitale zakładowym
spółki ORLEN Olefiny należącej do Grupy ORLEN. Podjęli również
uchwałę wsprawie wyrażenia zgody na zbycie zorganizowanej
części przedsiębiorstwa Spółki na rzecz PGNiG Upstream Polska Sp.
zo.o. poprzez wniesienie wformie wkładu niepieniężnego iobjęcie
wzamian wszystkich nowych udziałów wpodwyższonym kapitale
zakładowym PGNiG Upstream Polska Sp. zo.o. Ponadto wyrazili
zgodę na objęcie udziałów wPolskiej Spółce Gazownictwa sp. zo.o.
zsiedzibą wTarnowie wpodwyższonym kapitale zakładowym tej
spółki wzamian za wkład niepieniężny (aport) wpostaci składników
rzeczowych majątku trwałego, stanowiących urządzenia infrastruktury
przesyłowej, to jest gazociągów wraz ztowarzyszącymi im obiektami
sieci gazowej, oraz nieruchomości gruntowych ipraw użytkowania
wieczystego.
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
324Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8.8. Organy zarządzające inadzorujące
Zasady działania Rady Nadzorczej ijej Komitetów oraz Zarządu
ORLEN są - poza przepisami powszechnie obowiązującymi -
regulowane przez Statut ORLEN, atakże odpowiednio przez
Regulamin Rady Nadzorczej oraz Regulamin Zarządu. Organy
zarządzające inadzorcze ORLEN wtrakcie realizowania swoich funkcji
respektują także zasady ładu korporacyjnego ustanowione przez
Giełdę Papierów Wartościowych wWarszawie.
Wramach zarządzania różnorodnością wSpółce nie obowiązuje
wskaźnik różnorodności płci. Na dzień autoryzacji niniejszego
Sprawozdania, ani wRadzie Nadzorczej Spółki, ani wZarządzie
nie jest zachowany wymagany przez kodeks DPSN 2021 warunek
różnorodności płci - udział mniejszości na poziomie nie niższym niż
30%.
Dodatkowa aktywność zawodowa członków Zarządu jest oceniana
przez Radę Nadzorczą, która zgodnie zpostanowieniami Statutu
Spółki udziela członkom Zarządu zezwolenia na zajmowanie
stanowisk worganach nadzorczych lub zarządzających innych
podmiotów oraz na pobieranie wynagrodzenia ztego tytułu.
8.8.1. Zarząd
Skład Zarządu ORLEN na 1 stycznia 2023 roku oraz 31 grudnia 2023 roku
Imię inazwisko
Funkcja pełniona
wZarządzie ORLEN
Nadzorowane obszary
Daniel Obajtek
• Prezes Zarządu, Dyrektor
Generalny
• Inwestycje Kapitałowe, Kadry, Handel Ropą iGazem (do 09.05.2023 roku), Biuro
Obsługi Organów Spółki iZarządzania Organizacją, Kontrola iBezpieczeństwo,
Audyt, Kontrola Finansowa, Prawny, Relacje Publiczne iMiędzynarodowe, Analiza
iWsparcie Fuzji, Zarządzanie Łańcuchem Dostaw (od 10.05.2023 roku), Handel
Ropą (od 30.10.2023 roku) oraz nadzór nad procesem kontraktacji ropy igazu
(od 10.05.2023 roku do 29.10.2023 roku)
Armen Konrad
Artwich
• Członek Zarządu ds.
Korporacyjnych
• Administracja, Ochrona Środowiska, Grupa Kapitałowa, Zarządzanie Ryzykiem
iZgodnością, Zakupy (do 09.05.2023 roku)
Adam Burak
• Członek Zarządu ds.
Komunikacji i Marketingu
• Komunikacja Korporacyjna, Marketing, Marketing Sportowy, Sponsoring iEventy
Patrycja
Klarecka
• Członek Zarządu ds.
Sprzedaży Detalicznej (do
29.05.2023 roku)
• Członek Zarządu ds.
Transformacji Cyfrowej (od
30.05.2023 roku)
• Informatyka, Transformacja Cyfrowa (od 30.05.2023 roku), Sprzedaż Detaliczna (do
09.05.2023 roku), Nadzór nad Bezpieczeństwem Infrastruktury iInformacji, Relacje
zOtoczeniem
Michał Róg
• Członek Zarządu ds.
Handlu Hurtowego
iMiędzynarodowego (do
29.05.2023 roku)
• Członek Zarządu ds.
Handlu iLogistyki (od
30.05.2023 roku)
• Handel Hurtowy Produktami Rafineryjnymi, Handel Produktami Petrochemicznymi,
Sprzedaż Detaliczna (od 10.05.2023 roku), Logistyka, Zarządzanie Łańcuchem
Dostaw (do 09.05.2023 roku), Elektromobilność (od 21.08.2023 roku)
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
TABELA 83
325Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Jan Szewczak
• Członek Zarządu ds.
Finansowych
• Kontroling Biznesowy, Zarządzanie Finansami, Zarządzanie Ryzykiem Kredytowym
iUbezpieczeniami, Podatki, Zakupy
Józef Węgrecki
• Członek Zarządu ds.
Operacyjnych
• Energetyka, Gospodarka Wodno-Ściekowa, Bezpieczeństwo iHigiena Pracy,
Technologia Wodorowa iPaliwa Syntetyczne
Piotr Sabat
• Członek Zarządu ds.
Rozwoju
• Realizacja Inwestycji Majątkowych, Rozwój iTechnologia (do 09.05.2023 roku),
Rozwój (od 10.05.2023 roku), Technika (do 09.05.2023 roku)
Krzysztof
Nowicki
• Członek Zarządu ds.
Produkcji iOptymalizacji
• Produkcja Rafineryjna, Produkcja Petrochemiczna, Technologia iEfektywność
(od 28.02.2023 roku), Technika (od 28.02.2023 roku), Digitalizacja Produkcji,
Bezpieczeństwo Procesowe (od 31.01.2023 roku) oraz nadzór wspólnie zCzłonkiem
Zarządu ds. Rozwoju nad realizacją projektu Olefiny III (od 03.07.2023 roku do
19.09.2023 roku)
Iwona
Waksmundzka-
Olejniczak
• Członek Zarządu
ds. Strategii
iZrównoważonego
Rozwoju
• Strategia iInnowacje, Relacje Inwestorskie, Handel Ropą iGazem (od 10.05.2023
roku do 29.10.2023 roku), Handel Gazem (od 30.10.2023 roku) oraz wydobycie
poza granicami Polski, atakże - będąc Dyrektorem Oddziału Centralnego PGNiG
wWarszawie - nadzór nad oddziałami ORLEN S.A. PGNIG.
Robert
Perkowski
• Członek Zarządu ds.
Wydobycia
• Wydobycie na terenie Polski
Wdniu 30 marca 2023 roku Minister Aktywów Państwowych
działający jako podmiot uprawniony do wykonywania praw zakcji
Spółki należących do Skarbu Państwa powołał Pana Daniela Obajtka
na Członka Zarządu nowej kadencji rozpoczynającej się zdniem
odbycia Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia zatwierdzającego
sprawozdanie finansowe Spółki za rok obrotowy 2022. Następnie
Rada Nadzorcza Spółki powierzyła Panu Danielowi Obajtkowi funkcję
Prezesa Zarządu Spółki wokresie nowej wspólnej kadencji Zarządu.
Wdniu 27 kwietnia 2023 roku Rada Nadzorcza Spółki powołała do
Zarządu ORLEN S.A. następujące osoby:
• Pana Armena Konrada Artwicha na stanowisko Członka Zarządu,
• Pana Adama Buraka na stanowisko Członka Zarządu,
• Panią Patrycję Klarecką na stanowisko Członka Zarządu,
• Pana Krzysztofa Nowickiego na stanowisko Członka Zarządu,
• Pana Roberta Perkowskiego na stanowisko Członka Zarządu,
• Pana Michała Roga na stanowisko Członka Zarządu,
• Pana Piotra Sabata na stanowisko Członka Zarządu,
• Pana Jana Szewczaka na stanowisko Członka Zarządu,
• Panią Iwonę Waksmundzką- Olejniczak na stanowisko Członka
Zarządu,
• Pana Józefa Węgreckiego na stanowisko Członka Zarządu,
na wspólną kadencję Zarządu rozpoczynającą się wdniu następnym
po dniu wygaśnięcia obecnie trwającej wspólnej kadencji Zarządu
Spółki, czyli po dniu odbycia się Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia
Spółki zatwierdzającego sprawozdanie finansowe za 2022 rok.
Po zakończeniu roku obrotowego, ale przed terminem publikacji
niniejszego Sprawozdania nastąpiły zmiany wskładzie Zarządu:
1) Wdniu 1 lutego 2024 roku Rada Nadzorcza Spółki, po zapoznaniu
się zpismem Prezesa Zarządu ORLEN S.A. Pana Daniela Obajtka,
wktórym oświadczył, że „oddaje się do dyspozycji Rady Nadzorczej,
wzakresie sprawowanej funkcji”, postanowiła odwołać Pana Daniela
Obajtka zZarządu ORLEN S.A. zupływem dnia 5 lutego 2024 roku.
2) Pan Michał Róg złożył 2 lutego 2024 roku rezygnację zfunkcji
członka Zarządu Spółki zupływem dnia 5 lutego 2024 roku.
3) Pani Patrycja Klarecka, Pan Armen Artwich, Pan Jan Szewczak
złożyli 5 lutego 2024 roku rezygnację zfunkcji członków Zarządu
Spółki zupływem dnia 5 lutego 2024 roku.
4) Wdniu 6 lutego 2024 roku Minister Aktywów Państwowych,
wimieniu akcjonariusza Skarbu Państwa, działając na podstawie § 9
ust. 1 pkt 3 Statutu Spółki powołał zdniem 6 lutego 2024 roku Pana
Witolda Literackiego do Zarządu ORLEN S.A. Jednocześnie Rada
Nadzorcza Spółki powołała Pana Witolda Literackiego zdniem 6
lutego 2024 roku na funkcję pełniącego obowiązki Prezesa Zarządu
ORLEN S.A.
5) Ponadto Rada Nadzorcza Spółki na posiedzeniu wdniu 6 lutego
2024 roku odwołała ze składu Zarządu ORLEN S.A. następujące
osoby: Pana Adama Buraka, Pana Krzysztofa Nowickiego,
Pana Roberta Perkowskiego, Pana Piotra Sabata, Panią Iwonę
Waksmundzką-Olejniczak.
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
326Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
6) Rada Nadzorcza postanowiła delegować zdniem 7 lutego 2024
roku następujących członków Rady Nadzorczej do czasowego
wykonywania czynności członków Zarządu - do czasu powołania
członków Zarządu na te stanowiska, przy czym na okres nie dłuższy
niż trzy miesiące: Pana Kazimierza Mordaszewskiego, Pana Tomasza
Sójkę, Pana Tomasza Zielińskiego.
7) Wdniu 9 lutego 2024 roku Pan Tomasz Sójka złożył rezygnację
zfunkcji członka Rady Nadzorczej Spółki zdniem 16 lutego 2024
roku.
8) Wdniu 16 lutego 2024 roku Rada Nadzorcza Spółki postanowiła
delegować od dnia 17 lutego 2024 roku Pana Ireneusza Sitarskiego,
członka Rady Nadzorczej Spółki, do czasowego wykonywania
czynności członka Zarządu ORLEN S.A. – do czasu powołania członka
Zarządu na to stanowisko, przy czym na okres nie dłuższy niż trzy
miesiące.
Wdniu 14 lutego 2024 roku Rada Nadzorcza ORLEN ogłosiła
postępowania kwalifikacyjne na stanowiska: Prezesa Zarządu,
Wiceprezesów Zarządu oraz Członków Zarządu ORLEN.
Ogłoszenia opublikowane przez Spółkę na jej stronie internetowej
dotyczyły wyboru na stanowiska Prezesa, Wiceprezesa ds.
Finansowych, Wiceprezesa ds. Strategii iZrównoważonego Rozwoju,
Członka Zarządu ds. Korporacyjnych, Członka Zarządu ds. Handlu
Hurtowego iLogistyki, Członka Zarządu ds. Upstream, Członka
Zarządu ds. Sprzedaży Detalicznej, Członka Zarządu ds. Produkcji
oraz Członka Zarządu ds. Energetyki iTransformacji Energetycznej.
Rada Nadzorcza, ogłaszając postępowania kwalifikacyjne na
stanowiska wZarządzie ORLEN, podała warunki, jakie powinni
spełniać kandydaci na poszczególne pozycje. Szczegółowe
wymagania dla poszczególnych stanowisk, atakże opis tego, wjaki
sposób kandydaci powinni składać swoje aplikacje, udostępnione
zostały na korporacyjnej stronie internetowej Spółki.
9) Wdniu 10 kwietnia 2024 roku Rada Nadzorcza Spółki powołała
Pana Ireneusza Fąfarę zdniem 11 kwietnia 2024 roku na funkcję
Prezesa Zarządu ORLEN S.A. na okres wspólnej kadencji
Zarządu, która kończy się zdniem odbycia Zwyczajnego Walnego
Zgromadzenia zatwierdzającego sprawozdanie finansowe Spółki za
rok 2025.
Jednocześnie na tym samym posiedzeniu Rada Nadzorcza Spółki
powierzyła Panu Witoldowi Literackiemu, powołanemu do składu
Zarządu Spółki przez Ministra Aktywów Państwowych na podstawie
§ 9 ust. 1 pkt 3 Statutu Spółki, obowiązki Wiceprezesa Zarządu ds.
Korporacyjnych oraz pełnienia funkcji pierwszego zastępcy Prezesa
Zarządu Spółki zdniem 11 kwietnia 2024 roku.
Ponadto Rada Nadzorcza postanowiła zakończyć ze skutkiem
natychmiastowym okres delegowania Członka Rady Nadzorczej Pana
Ireneusza Sitarskiego do czasowego wykonywania czynności Członka
Zarządu Spółki.
10) Wdniu 16 kwietnia 2024 roku Rada Nadzorcza Spółki powołała do
Zarządu ORLEN S.A. zdniem 1 maja 2024 roku następujące osoby:
• Panią Magdalenę Bartoś na funkcję Wiceprezesa ds. Finansowych
ORLEN S.A.,
• Pana Roberta Soszyńskiego na funkcję Wiceprezesa ds. Strategii
iZrównoważonego Rozwoju ORLEN S.A.,
• Pana Wiesława Prugara na funkcję Członka Zarządu ds. Upstream
ORLEN S.A.,
na okres wspólnej kadencji Zarządu, która kończy się zdniem odbycia
Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia zatwierdzającego sprawozdanie
finansowe Spółki za rok 2025.
Jednocześnie na tym samym posiedzeniu Rada Nadzorcza Spółki
odwołała Pana Józefa Węgreckiego ze stanowiska Członka Zarządu
ORLEN S.A., zupływem dnia 30 kwietnia 2024 roku.
Informacje onowo powołanych członkach Zarządu Spółki -
posiadanym przez nich wykształceniu, kwalifikacjach izajmowanych
wcześniej stanowiskach, wraz zopisem przebiegu pracy zawodowej
dostępne są wraporcie bieżącym ORLEN S.A. nr 26/2024 z16
kwietnia 2024 roku:
https://www.orlen.pl/pl/relacje-inwestorskie/raporty-i-publikacje/
raporty-biezace/2024/02/Raport-biezacy-nr-26-2024
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
327Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
TABELA 84
Skład Zarządu ORLEN na dzień autoryzacji Sprawozdania
Imię inazwisko
Funkcja pełniona
wZarządzie ORLEN
Nadzorowane obszary
Ireneusz Fąfara
• Prezes Zarządu, pełni
jednocześnie funkcję
Dyrektora Generalnego
• Kadry, Biuro Obsługi Organów Spółki iZarządzania Organizacją, Audyt, Relacje
Publiczne iMiędzynarodowe, Analizy iWsparcie Fuzji, Zarządzanie Łańcuchem
Dostaw, Kontroling Biznesowy, Zarządzanie Finansami, Zarządzanie Ryzykiem
Kredytowym, Zarządzanie Ubezpieczeniami, Podatki, Biuro Grupy Kapitałowej,
Realizacje Inwestycji Majątkowych, Rozwój
Witold Literacki
• Wiceprezes Zarządu ds.
Korporacyjnych pełniący
funkcję pierwszego
zastępcy Prezesa Zarządu
• Handel Hurtowy Produktami Rafineryjnymi, Handel Produktami Petrochemicznymi,
Sprzedaż Detaliczna, Logistyka, Elektromobilność, Handel Ropą, Inwestycje
Kapitałowe, Strategia iInnowacje oraz Relacje Inwestorskie, Handel Gazem,
Oddziały ORLEN Spółka Akcyjna PGNiG, Komunikacja Korporacyjna, Marketing,
Sponsoring
Kazimierz
Mordaszewski
• Członek Rady Nadzorczej
delegowany do
czasowego wykonywania
czynności Członka
Zarządu
• Transformacja Cyfrowa iInformatyka, Nadzór nad Bezpieczeństwem Infrastruktury
iInformacji, Relacje zOtoczeniem, Obszar Prawny, Administracja, Kontrola
iBezpieczeństwo, Zakupy
Tomasz Zieliński
• Członek Rady Nadzorczej
delegowany do
czasowego wykonywania
czynności Członka
Zarządu
• Produkcja Rafineryjna, Produkcja Petrochemiczna, Technologia iEfektywność,
Obszar Techniki, Digitalizacja Produkcji, Bezpieczeństwo Procesowe, Ochrona
Środowiska, Zarządzanie Ryzykiem iZgodnością
Józef Węgrecki
• Członek Zarządu • Energetyka, Bezpieczeństwo iHigiena Pracy, Gospodarka Wodno-Ściekowa,
Technologie Wodorowe iPaliwa Syntetyczne
Aktualny podział odpowiedzialności Członków Zarządu ORLEN
dostępny jest także na internetowej stronie korporacyjnej Spółki:
https://www.orlen.pl/pl/o-firmie/o-spolce/organy-i-struktura-spolki/
obszary-odpowiedzialnosci.
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
328Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
Skład osobowy Zarządu na dzień autoryzacji
Sprawozdania wraz ze wskazaniem
informacji na temat wykształcenia
i doświadczenia poszczególnych członków:
Ireneusz Fąfara,
Prezes Zarządu
Pan Ireneusz Fąfara jest ekspertem doskonale znającym sektor
paliwowy iwyzwania związane ztransformacją energetyki. Praktyk
zarządzania dużymi organizacjami iwielomiliardowymi projektami.
Wlatach 2010 – 2017 był związany zGrupą ORLEN. Jako Prezes
Zarządu ORLEN Lietuva zreformował idoprowadził do zyskowności
rafinerię wMożejkach. Wypracował porozumienia izakończył
wieloletnie spory związane zlogistyką. Znacząco zwiększył sprzedaż
ORLEN Lietuva na rynkach eksportowych. Posiada wiedzę ospecyfice
Grupy ORLEN izachodzących wniej procesach.
Od końca lat dziewięćdziesiątych sprawował najwyższe funkcje
menedżerskie wdużych spółkach publicznych iprywatnych. Był
członkiem rad nadzorczych: Rockbridge TFI (2018 – 2024, złożył
rezygnację wdniu powołania na Prezesa Zarządu ORLEN S.A.), PKO
BP (2009 – 2010), LOTOS (2009 – 2010), Korporacja Ubezpieczeń
Kredytów Eksportowych (2007 – 2009), Kompania Węglowa (2003
– 2005), Narodowy Fundusz Zdrowia (2005 -2008), Agencja Rynku
Energii (1997 – 1998).
Pełnił funkcję Prezesa Zarządu Banku Gospodarstwa Krajowego
wlatach 2007-2009 oraz Wiceprezesa Zarządu Zakładu Ubezpieczeń
Społecznych wlatach 1998-2007. Jest absolwentem Uniwersytetu
Ekonomicznego wKrakowie.
Witold Literacki,
Wiceprezes Zarządu ds. Korporacyjnych, Pierwszy
Zastępca Prezesa Zarządu Spółki
Pan Witold Literacki jest absolwentem Uniwersytetu Śląskiego,
Wydziału Nauk Społecznych, który ukończył w1994 roku oraz MBA
wLubelskiej Szkole Biznesu przy współpracy zUniversity of Central
Lancashire wWielkiej Brytanii, ukończonego w2006 roku.
Ekspert wdziedzinie finansów ipodatków, od wielu lat związany
zawodowo zbranżą paliwowo-energetyczną. Doświadczenie
menadżerskie zdobywał zarówno wfirmach zagranicznych, jak
ipolskich, wtym wPKN ORLEN S.A.
Wlatach 2022-2023 pełnił funkcję dyrektora finansowego wPERN
S.A. Wcześniej, od 2020 do 2022 roku zatrudniony był jako dyrektor
finansowy wWarszawskich Zakładach Mechanicznych PZL- WZM
wWarszawie. Przez 12 lat do 2020 roku był dyrektorem biura
podatków wPKN ORLEN S.A. Wlatach 2007 - 2008 pracował jako
główny manager ds. podatkowych wRWE Stoen S.A. Natomiast
wlatach 1999 - 2007 był zatrudniony wCarrefour Polska jako
senior managerem ds. kontroli podatkowej. Od 1997 do 1999 roku
pełnił funkcję konsultanta wfirmie Arthur Andersen Sp. zo. Zkolei
wlatach 1990 - 1997 pracował jako starszy inspektor wdziale kontroli
podatkowych Urzędu Skarbowego wZabrzu..
Kazimierz Mordaszewski,
Członek Rady Nadzorczej delegowany do czasowego
wykonywania czynności Członka Zarządu
Prawnik, urzędnik państwowy, dyplomata, menadżer zponad
20-letnim doświadczeniem na stanowiskach kierowniczych. Jego
doświadczenie odzwierciedla różnorodne zaangażowanie wstruktury
wymiaru sprawiedliwości, bezpieczeństwa, służbę publiczną wPolsce
oraz UE iNATO, anastępnie biznes krajowy imiędzynarodowy.
Sektorem paliwowym, rynkami ropy igazu oraz wyzwaniami
związanymi ztransformacją energetyki, zajmował się od czasu
kilkuletniego pobytu wbędących członkami OPEC krajach Zatoki
Perskiej, Uczestniczył wdziałaniach, które doprowadziły do
dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego do Polski, m.in. związanych
zbudową gazoportu irozmowach ze stroną katarską okontraktach
LNG.
329Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
Tomasz Zieliński,
Członek Rady Nadzorczej delegowany do czasowego
wykonywania czynności Członka Zarządu
Tytuł doktora nauk technicznych uzyskał w2003 roku wInstytucie
Chemii Przemysłowej im. prof. I. Mościckiego wWarszawie. W2001
roku ukończył studia na kierunku technologia chemiczna na Wydziale
Budownictwa, Mechaniki iPetrochemii Politechniki Warszawskiej
Filii wPłocku oraz Podyplomowe Studia Zarządzania Finansami
iMarketingu tejże uczelni. W2009 roku uzyskał stopień Master
of Business Administration (MBA) University of Illinois at Urbana-
Champaign wkooperacji zPolitechniką Lubelską. Ponadto ukończył
m.in. Professional Development Program - Strategic Business
Management na Harvard University Extension School oraz Strategies
for Sustainability wStanford Center for Professional Development na
Stanford University.
Od czerwca 2013 roku jest Prezesem Zarządu Polskiej Izby Przemysłu
Chemicznego – najważniejszej organizacji reprezentującej polski
przemysł chemiczny na forum krajowym imiędzynarodowym. Izba jest
najsilniejszą organizacją reprezentującą branżę chemiczną liczącą ok.
13 tys. przedsiębiorstw iponad 343 tys. miejsc pracy, która stanowi
prawie 19% udziału wpolskim przemyśle.
Jest ekspertem sektora chemicznego zponad 23-letnim stażem
pracy na najwyższych stanowiskach menadżerskich, zarządczych
oraz wobszarze naukowo-akademickim. Doświadczenie zawodowe
budował m.in. wnajważniejszych spółkach sektora chemicznego
oraz rafineryjno- petrochemicznego wPolsce iEuropie Środkowej
(m.in. 2004-2006: ORLEN S.A. – Szef Biura Wiceprezesa Zarządu ds.
Produkcji, Hurtu iLogistyki; 2010-2013: ANWIL S.A. – Członek Zarządu
ds. Strategii iDziałalności Operacyjnej; 2012-2013: Chemeko sp.
zo.o. – Prezes Zarządu; 2009-2010: Grupa Azoty Zakłady Chemiczne
„Police” S.A. – Wiceprezes Zarządu Dyrektor ds. Strategii iRozwoju;
2010: Kemipol sp. zo.o. – Przewodniczący Rady Nadzorczej;
2005: ORLEN Unipetrol a.s. – Teamleader Zespołu R&D wramach
przejęcia holdingu; 2011-2013: Spolana s.r.o. – Przewodniczący Rady
Nadzorczej).
Przez kilka lat realizował liczne projekty wdoradztwie strategicznym
m.in. wDGA S.A., AKJ Capital S.A., Instytucie Studiów Energetycznych
sp. zo.o. Związany był także naukowo-dydaktycznie zPolitechniką
Warszawską iwobszarze naukowo-badawczym zInstytutem Chemii
Przemysłowej im. prof. I. Mościckiego wWarszawie.
Wprzeszłości był także członkiem zarządu organizacji Fertilizers
Europe wBrukseli, członkiem Advisory Board wWorld Refining
Association oraz ekspertem Zespołów Parlamentarnych ds. Przemysłu
Chemicznego.
Od kilkunastu lat reprezentuje interesy krajowego przemysłu
chemicznego wkraju iza granicą oraz zasiada wradach licznych
krajowych imiędzynarodowych organizacji biznesowych
iprzemysłowych. Od 2016 roku jest członkiem National Association
Board (NAB) wEuropejskiej Radzie Przemysłu Chemicznego
wBrukseli (CEFIC), gdzie reprezentuje interesy 7 krajów wKlastrze
Europy Centralnej (Polski, Słowacji, Węgier, Republiki Czeskiej,
Rumunii, Bułgarii, Chorwacji). Od prawie 10 lat zasiada również
wZarządzie iKomitecie Sterującym Europejskiej Grupy Pracodawców
Przemysłu Chemicznego wBrukseli (ECEG).
Jest również członkiem Prezydium Komitetu ds. Chemii wPolskiej
Akademii Nauk, atakże Prezydium Rady iKomitetu ds. Polityki
Klimatyczno-Energetycznej wKrajowej Izbie Gospodarczej, Rady
Koordynacyjnej ds. Gospodarki Wodorowej przy Ministrze Klimatu
iŚrodowiska. Ponadto zasiada wRadach Instytutów Sieci Łukasiewicz
– Instytutu Chemii Przemysłowej im. prof. I. Mościckiego wWarszawie
oraz Łukasiewicz – Instytutu Nowych Syntez Chemicznych
wPuławach.
Członek rad nadzorczych przedsiębiorstw wkraju izagranicą.
Ponadto członek rad gospodarczych polskich uczelni technicznych,
rad programowych, naukowych istowarzyszeń branżowych, m.in.
wieloletni członek American Chemical Society. Współtwórca
patentów związanych zchemią przemysłową, autor licznych publikacji
naukowych ipopularno-naukowych oraz wystąpień konferencyjnych.
330Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
Józef Węgrecki,
Członek Zarządu ds. Operacyjnych
Pan Józef Węgrecki jest Członkiem Zarządu ORLEN S.A. od 23 marca
2018 roku. Sprawuje nadzór nad obszarami energetyki, technologii
wodorowych ipaliw syntetycznych, gospodarki wodno-ściekowej oraz
bezpieczeństwa ihigieny pracy.
Od 5 lutego do 23 marca 2018 roku był członkiem Rady Nadzorczej
delegowanym do czasowego wykonywania czynności Członka
Zarządu ds. Inwestycji iZakupów ORLEN S.A. Jest absolwentem
Akademii Górniczo-Hutniczej im. Stanisława Staszica wKrakowie
– Wydział Maszyn Górniczo-Hutniczych. Posiada uprawnienia do
zasiadania wradach nadzorczych spółek Skarbu Państwa.
Wlatach 1978-1990 pracował wZakładzie Remontowym Energetyki
Kraków, gdzie pełnił funkcję Dyrektora ds. Technicznych (członka
zarządu). Następnie, od 1990 do 1993 roku był wiceprezesem spółki
pracowniczej REMAK Opole. Od 1993 do 2017 roku pełnił funkcję
prezesa, członka zarządu Spółki REMAK – KRAK Sp. zo.o.
W2017 roku został wiceprezesem zarządu Energa Wytwarzanie
S.A., gdzie odpowiadał za zarządzanie wzakresie eksploatacji
turbin wodnych, wiatrowych, farm fotowoltaicznych, kogenerację,
elektrownie węglowe oraz działalność wzakresie innowacji,
pozyskiwania dla spółki aktywów ciepłowniczych iwyznaczania
kierunków rozwoju.
Interesuje się monitorowaniem ianalizą najnowszych rozwiązań
technicznych wzakresie energetyki – alternatywnymi źródłami energii
imożliwościami ich wdrożenia wprzemyśle.
Został odznaczony Galicyjską Wielką Nagrodą Budownictwa za
wkład wrozwój budownictwa, Odznaką Honorową za zasługi dla
budownictwa, Złotym Medalem Ministra Infrastruktury za długoletnią
służbę, Odznaką Honoris Gratia za działalność charytatywno-
społeczną oraz Medalem Stulecia Odzyskanej Niepodległości.
Zasady działania Zarządu ORLEN
Zgodnie zobowiązującym Statutem Spółki wskład Zarządu Spółki
wchodzi od pięciu do jedenastu członków, wtym prezes, wiceprezesi
Zarządu ipozostali członkowie Zarządu.
Członkowie Zarządu są powoływani iodwoływani przez Radę
Nadzorczą, przy czym jeden członek Zarządu ORLEN jest powoływany
przez podmiot uprawniony do wykonywania praw zakcji należących
do Skarbu Państwa, do czasu zbycia przez Skarb Państwa ostatniej
akcji Spółki. Członka Zarządu powołanego przez podmiot uprawniony
do wykonywania praw zakcji należących do Skarbu Państwa
odwołuje Rada Nadzorcza. Zgodnie ze Statutem Spółki powołanie
członka Zarządu następuje po przeprowadzeniu postępowania
kwalifikacyjnego, którego celem jest sprawdzenie iocena kwalifikacji
kandydatów oraz wyłonienie najlepszego kandydata na członka
Zarządu. Rada Nadzorcza, wszczynając postępowanie kwalifikacyjne
na stanowisko członka Zarządu, określa szczegółowe zasady itryb
tego postępowania, termin imiejsce przyjmowania zgłoszeń, termin
imiejsce przeprowadzenia rozmowy kwalifikacyjnej, zakres zagadnień
będących przedmiotem rozmowy kwalifikacyjnej, wymagania sposób
oceny kandydata.
Stosownie do ustawy ozasadach zarządzania mieniem państwowym,
Statut Spółki określa wymagania stawiane kandydatom na członków
Zarządu.
Obecnie obowiązujący Statut określa, iż kandydatem na członka
Zarządu Spółki może być osoba, która spełnia łącznie następujące
warunki:
• posiada wykształcenie wyższe lub wykształcenie wyższe uzyskane
za granicą uznane wRzeczypospolitej Polskiej, na podstawie
przepisów odrębnych;
• posiada co najmniej 5-letni okres zatrudnienia na podstawie umowy
opracę, powołania, wyboru, mianowania, spółdzielczej umowy
opracę, lub świadczenia usług na podstawie innej umowy lub
wykonywania działalności gospodarczej na własny rachunek;
• posiada co najmniej 3-letnie doświadczenie na stanowiskach
kierowniczych lub samodzielnych albo wynikające zprowadzenia
działalności gospodarczej na własny rachunek;
• spełnia inne niż wymienione wyżej wymogi określone wprzepisach
odrębnych, awszczególności nie narusza ograniczeń lub zakazów
zajmowania stanowiska członka organu zarządzającego współkach
handlowych.
Jednocześnie Statut Spółki wskazuje, że kandydatem na członka
Zarządu Spółki nie może być osoba, która spełnia przynajmniej jeden
zponiższych warunków:
• pełni funkcję społecznego współpracownika albo jest zatrudniona
wbiurze poselskim, senatorskim, poselsko-senatorskim lub biurze
posła do Parlamentu Europejskiego na podstawie umowy opracę
lub świadczy pracę na podstawie umowy zlecenia lub innej umowy
opodobnym charakterze,
• wchodzi wskład organu partii politycznej reprezentującego
partię polityczną na zewnątrz oraz uprawnionego do zaciągania
zobowiązań,
331Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
• jest zatrudniona przez partię polityczną na podstawie umowy
opracę lub świadczy pracę na podstawie umowy zlecenia lub innej
umowy opodobnym charakterze,
• pełni funkcję zwyboru wzakładowej organizacji związkowej lub
zakładowej organizacji związkowej spółki zgrupy kapitałowej,
• jej aktywność społeczna lub zarobkowa rodzi konflikt interesów
wobec działalności Spółki.
Prezes, Wiceprezesi ipozostali członkowie Zarządu oraz cały Zarząd
mogą być zawieszeni wczynnościach zważnych powodów przez
Radę Nadzorczą. Wprzypadku zawieszenia lub odwołania Prezesa
Zarządu bądź winnym przypadku wygaśnięcia mandatu Prezesa
Zarządu przed upływem kadencji, do czasu powołania nowego lub
odwieszenia dotychczasowego Prezesa wszystkie jego uprawnienia,
zwyjątkiem prawa decydującego głosu, októrym mowa w§ 9 ust. 5
pkt 2 Statutu, wykonuje osoba powołana uchwałą Rady Nadzorczej na
stanowisko pełniącego obowiązki Prezesa Zarządu.
Kadencja członków Zarządu jest wspólna ikończy się zdniem odbycia
Zwyczajnego Walnego Zgromadzenia zatwierdzającego sprawozdanie
finansowe za drugi pełny rok obrotowy kadencji.
Obecna kadencja Zarządu rozpoczęła się 22 czerwca 2023 roku
izakończy się zdniem odbycia Walnego Zgromadzenia ORLEN
zatwierdzającego sprawozdanie finansowe Spółki za rok obrotowy
2025.
Szczegółowe zasady dotyczące zwoływania posiedzeń Zarządu
zawiera Regulamin Zarządu Spółki dostępny na stronie internetowej
Dokumenty korporacyjne ORLEN.
Zgodnie zRegulaminem Zarządu członkowie Zarządu są zobowiązani
informować Radę Nadzorczą okażdym konflikcie interesów
wzwiązku zpełnioną funkcją lub omożliwości jego powstania.
Wrazie sprzeczności interesów Spółki zosobistymi interesami
członka Zarządu, członek Zarządu winien wstrzymać się od udziału
wrozstrzyganiu takich spraw iżądać zaznaczenia tego wprotokole
zposiedzenia Zarządu. Wprzypadku wątpliwości co do istnienia
konfliktu interesów sprawę rozstrzyga Zarząd wdrodze uchwały.
Zgodnie zRegulaminem Zarządu, konflikt interesu rozumiany jest jako
okoliczność, wktórej na podjęcie decyzji przez członka Zarządu może
mieć wpływ osobisty interes członka Zarządu lub jego osoby bliskiej,
tj. małżonka, dzieci, krewnych ipowinowatych do drugiego stopnia
oraz osób, zktórymi jest powiązany osobiście.
Kompetencje Zarządu ORLEN
Wszyscy członkowie Zarządu są zobowiązani iuprawnieni do
prowadzenia spraw ORLEN. Uchwały Zarządu wymagają wszystkie
sprawy przekraczające zakres zwykłego zarządu. Jako czynności
zwykłego zarządu traktowane są czynności wskazane w§ 8 ust.
12 pkt 6 lit aStatutu, m.in. czynności mające za przedmiot obrót
paliwami wrozumieniu Statutu Spółki (tj. ropą naftową, produktami
ropopochodnymi, biokomponentami, biopaliwami oraz innymi
paliwami, wtym gazem ziemnym, gazem przemysłowym igazem
opałowym) lub energią (tj. energią elektryczną, ciepłem, prawami
majątkowymi wynikającymi ze świadectw pochodzenia energii
elektrycznej lub świadectw efektywności energetycznej, gwarancjami
pochodzenia energii elektrycznej oraz transakcje na wtórnym rynku
mocy) oraz wszelkie inne czynności niewskazane wRegulaminie
Zarządu.
Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie, które odbyło się wdniu 22
marca 2023 roku, wprowadziło wStatucie Spółki istotne zmiany
wzakresie spraw przekraczających zakres zwykłego zarządu.
Na skutek wprowadzonych zmian, czynnościami zwykłego
zarządu, według Statutu Spółki, jest także m.in. świadczenie usług
systemowych elektroenergetycznych, dokonywanie czynności
związanych ze zmianą sprzedawcy energii elektrycznej iciepła
oraz inne usługi, produkty iprawa powiązane zpowyższym, wtym
procesy związane zich dostarczaniem, przesyłaniem lub dystrybucją
energii elektrycznej lub ciepła, zgłaszanie jednostek rynku mocy do
certyfikacji ma rynku mocy iudziału waukcjach mocy na rynku mocy,
obrót pojemnościami magazynowymi gazu ziemnego oraz związanymi
znimi mocami odbioru izatłoczenia, obrót przepustowościami
wsieciach przesyłowych lub dystrybucyjnych gazu ziemnego, obrót
mocami regazyfikacyjnymi skroplonego gazu zmiennego, czynności
związane zzabezpieczeniem cen paliw ienergii mających za
przedmiot uprawnienia do emisji CO
2
, atakże mających za przedmiot
wszelkie instrumenty finansowe związane zzabezpieczeniem ryzyk
finansowych itowarowych.
Dodatkowo, zgoda Zarządu nie jest wymagana na dokonanie
czynności będącej integralną częścią innej czynności, na dokonanie
której Zarząd już wyraził zgodę, chyba że co innego wynika zuchwały
Zarządu.
Uchwały Zarządu wymaga m.in.:
• przyjęcie izmiana Regulaminu Zarządu,
• przyjęcie izmiana Regulaminu Organizacyjnego ORLEN,
• przyjmowanie wniosków kierowanych do Rady Nadzorczej lub
Walnego Zgromadzenia,
• zwoływanie Walnych Zgromadzeń iprzyjmowanie proponowanego
porządku obrad Walnych Zgromadzeń,
• przyjmowanie rocznych iwieloletnich planów finansowych oraz
strategii rozwoju Spółki,
• wyrażanie zgody na realizację zadania inwestycyjnego izaciąganie
wynikających zniego zobowiązań, jeżeli powstaną wzwiązku znim
wydatki lub obciążenia przekraczające kwotę 50 000 000 PLN,
332Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
• zaciąganie zobowiązań, rozporządzanie prawami majątkowymi
oraz jakakolwiek forma obciążania majątku Spółki, których wartość
przekracza 50 000 000 PLN (zpewnymi włączeniami od tej
zasady),
• zbywanie inabywanie nieruchomości, użytkowania wieczystego lub
udziału wnieruchomości oraz ustanawiania ograniczonego prawa
rzeczowego,
• zbywanie, nabywanie oraz obciążanie przez Spółkę udziałów, akcji
lub innych tytułów uczestnictwa winnych podmiotach, wtym także
akcji wpublicznym obrocie papierami wartościowymi,
• emisja papierów wartościowych przez Spółkę,
• przyjmowanie sprawozdań finansowych Spółki oraz Grupy
Kapitałowej ORLEN,
• przyjęcie izmiana systemu wynagradzania pracowników Spółki, jak
również decyzje dotyczące wprowadzenia oraz założeń programów
motywacyjnych,
• zawarcie, zmiana iwypowiedzenie układu zbiorowego pracy
obowiązującego wSpółce oraz innych porozumień ze związkami
zawodowymi,
• określenie zasad udzielania iodwoływania pełnomocnictw,
• ustalanie tzw. polityki darowizn Spółki,
• udzielanie prokury,
• ustalanie wewnętrznego podziału kompetencji pomiędzy członków
Zarządu,
• utworzenie zakładu/biura za granicą,
• inne sprawy, których rozstrzygnięcia wformie uchwały zażąda
chociażby jeden zczłonków Zarządu,
• podejmowanie decyzji owypłacie zaliczki na poczet dywidendy.
Uchwały Zarządu wymaga także zaciąganie zobowiązań wynikających
zczynności prawnych:
• których przedmiotem jest obrót ropą naftową lub surowcami
węglowodorowymi wykorzystywanymi do produkcji paliw wrafinerii
zwyjątkiem biokomponentów idodatków do paliw wprzypadku,
gdy wolumen danej transakcji przekracza 165 tysięcy ton ropy
naftowej lub 165 tysięcy ton surowców węglowodorowych
wykorzystywanych do produkcji paliw wrafinerii, wyjątkiem
biokomponentów idodatków do paliw;
• mających za przedmiot obrót gazem ziemnym, obrót
przepustowościami wsieciach przesyłowych, dystrybucyjnych
imagazynowych gazu ziemnego wkraju lub za granicą oraz obrót
pojemnościami magazynowymi gazu ziemnego wkraju iza granicą
wprzypadku, gdy transakcja przekracza 100 mln Nm
3
;
• mających za przedmiot zakup biokomponentów ibiopaliw, wtym
surowców do produkcji biokomponentów ibiopaliw, których
wartość przekracza kwotę 200 000 000 PLN;
• których przedmiotem jest obrót paliwami, wrozumieniu Statutu
Spółki, innymi niż wymienione wust. 6 pkt 1), pkt 2) ipkt 3)
owartości przekraczającej kwotę 200 000 000 PLN;
• mających za przedmiot sprzedaż lub zakup produktów rafineryjnych
wramach handlu międzynarodowego, gdy transakcja przekracza
90 tys. ton, zwyłączeniem oleju opałowego ciężkiego;
• mających za przedmiot udział wpostępowaniu oudzielenie
zamówienia publicznego/przetargu (wtym również udział
wrokowaniach inegocjacjach dotyczących przedmiotu zamówienia)
wobszarze handlu hurtowego produktami rafineryjnymi oraz
zakresie kart flotowych, których wartość przekracza kwotę 200 000
000 PLN;
• których przedmiotem jest obrót energią, prawami majątkowymi
wynikającymi ze świadectw pochodzenia energii iefektywności
energetycznej, gwarancjami pochodzenia idokumentami
potwierdzającymi ich wydanie oraz usługami systemowymi
izakresami energetycznymi związanymi zpowyższym oraz
wszystkich czynności związanych zprocedurą zmiany sprzedawcy
energii elektrycznej, gdy wolumen danej transakcji przekracza 300
GWh;
• mających za przedmiot udział wpostępowaniach przetargowych
(wtym określonych ustawą Prawo zamówień publicznych)
dotyczących obrotu (odrębnie albo łącznie): energią, usługami
lub produktami związanymi zenergią (wtym również udział
wrokowaniach inegocjacjach oraz realizacja innych czynności
faktycznych iprawnych dotyczących przedmiotu zamówienia) oraz
wszystkich czynności związanych zprocedurą zmiany sprzedawcy
energii elektrycznej, gdy wolumen danej transakcji przekracza 300
GWh.
Zarząd ma obowiązek przekazywać Radzie Nadzorczej regularne
iwyczerpujące informacje owszystkich istotnych sprawach
dotyczących działalności ORLEN oraz oryzyku związanym
zprowadzoną działalnością isposobach zarządzania tym ryzykiem,
atakże zobowiązany jest przekazywać Radzie Nadzorczej informacje
osprawach określonych postanowieniami Kodeksu spółek
handlowych (art. 380(1) k.s.h.). Na tej podstawie cykliczne informacje
Zarząd przekazuje Radzie Nadzorczej wterminach iwsposób
określony przez Radę Nadzorczą zgodnie zpostanowieniami
Regulaminu Rady Nadzorczej. Pozostałe informacje, dokumenty,
sprawozdania lub wyjaśnienia, są przekazywane Radzie Nadzorczej
niezwłocznie, nie później jednak niż wterminie 2 tygodni od
zgłoszenia żądania, oile nie wskazano dłuższego terminu realizacji.
Zarząd Spółki, bez możliwości zakazu ograniczenia, zapewnia
Radzie Nadzorczej, wcelu realizacji jej zadań, dostęp do żądanych
dokumentów, sprawozdań, informacji iwyjaśnień osprawach
dotyczących Spółki oraz posiadanych przez Zarząd informacji,
sprawozdań lub wyjaśnień dotyczących spółek zależnych oraz spółek
powiązanych.
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
333Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8.8.2. Rada Nadzorcza
Skład osobowy Rady Nadzorczej ORLEN na 1 stycznia 2023 roku oraz 31 grudnia 2023 roku
Imię inazwisko Funkcja pełniona wRadzie Nadzorczej ORLEN
Wojciech Jasiński
• Przewodniczący Rady Nadzorczej
Andrzej Szumański
• Wiceprzewodniczący Rady Nadzorczej (Niezależny Członek Rady Nadzorczej)
Anna Wójcik
• Sekretarz Rady Nadzorczej
Barbara Jarzembowska
• Członek Rady Nadzorczej (Niezależny Członek Rady Nadzorczej)
Andrzej Kapała
• Członek Rady Nadzorczej (Niezależny Członek Rady Nadzorczej)
Michał Klimaszewski
• Członek Rady Nadzorczej (Niezależny Członek Rady Nadzorczej) do dnia 31 października 2023
Roman Kusz
• Członek Rady Nadzorczej (Niezależny Członek Rady Nadzorczej)
Jadwiga Lesisz
• Członek Rady Nadzorczej
Anna Sakowicz-Kacz
• Członek Rady Nadzorczej (Niezależny Członek Rady Nadzorczej)
Janina Goss
• Członek Rady Nadzorczej (Niezależny Członek Rady Nadzorczej) – powołanie od 11 stycznia 2023
roku, odwołanie wdniu 13 grudnia 2023 roku
Zdniem 11 stycznia 2023 roku Pani Janina Goss została powołana
do składu Rady Nadzorczej ORLEN S.A. Wdniu 13 grudnia 2023 roku
Minister Aktywów Państwowych, wimieniu akcjonariusza Skarbu
Państwa, działając na podstawie § 8 ust. 2 pkt 1 Statutu Spółki odwołał
Panią Janinę Goss ze składu Rady Nadzorczej ORLEN S.A. trwającej
kadencji.
Wdniu 20 października 2023 roku Członek Rady Nadzorczej Pan
Michał Klimaszewski złożył rezygnację zfunkcji Członka Rady
Nadzorczej Spółki zupływem dnia 31 października 2023 roku.
Po zakończeniu ocenianego roku obrotowego, ale przed dniem
publikacji niniejszego oświadczenia nastąpiły zmiany wskładzie Rady
Nadzorczej:
1) 25 stycznia 2024 roku Minister Aktywów Państwowych, wimieniu
akcjonariusza Skarbu Państwa, działając na podstawie § 8 ust. 2 pkt 1
Statutu Spółki powołał zdniem 25 stycznia 2024 roku Pana Wojciecha
Popiołka do składu Rady Nadzorczej ORLEN S.A.
2) 6 lutego 2024 roku Minister Aktywów Państwowych, wimieniu
akcjonariusza Skarbu Państwa, działając na podstawie § 8 ust. 2 pkt
1 Statutu Spółki odwołał zdniem 6 lutego 2024 roku Pana Wojciecha
Popiołka ze składu Rady Nadzorczej ORLEN S.A. trwającej kadencji.
3) Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ORLEN S.A. wdniu 6 lutego
2024 roku odwołało ze składu Rady Nadzorczej Spółki: Pana
Wojciecha Jasińskiego, Panią Annę Wójcik, Pana Andrzeja Kapałę,
Pana Romana Kusza, Pana Andrzeja Szumańskiego, Panią Barbarę
Jarzembowską, Panią Jadwigę Lesisz, Panią Annę Sakowicz-Kacz.
4) Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ORLEN S.A. wdniu 6 lutego
2024 roku powołało Pana Wojciecha Popiołka na członka Rady
Nadzorczej Spółki od 7 lutego 2024 roku oraz na przewodniczącego
Rady Nadzorczej Spółki.
5) Ponadto Nadzwyczajne Walne Zgromadzenie ORLEN S.A.
powołało do składu Rady Nadzorczej Spółki: Pana Michała Gajdusa
na członka Rady Nadzorczej Spółki, Panią Ewę Gąsiorek na członka
Rady Nadzorczej Spółki, Panią Katarzynę Łobos na członka Rady
Nadzorczej Spółki, Pana Kazimierza Mordaszewskiego na członka
Rady Nadzorczej Spółki, Pana Mikołaja Pietrzaka na członka Rady
Nadzorczej Spółki, Pana Ireneusza Sitarskiego na członka Rady
Nadzorczej Spółki, Pana Tomasza Sójka na członka Rady Nadzorczej
Spółki, Pana Tomasza Zielińskiego na członka Rady Nadzorczej
Spółki.
6) Wdniu 9 lutego 2024 roku Pan Tomasz Sójka złożył rezygnację
zfunkcji Członka Rady Nadzorczej Spółki zdniem 16 lutego 2024
roku.
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
TABELA 85
334Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Skład osobowy Rady Nadzorczej ORLEN na dzień autoryzacji Sprawozdania
Imię inazwisko Funkcja pełniona wRadzie Nadzorczej ORLEN
Wojciech Popiołek
• Przewodniczący Rady Nadzorczej (Niezależny Członek Rady Nadzorczej)
Michał Gajdus
• Wiceprzewodniczący Rady Nadzorczej (Niezależny Członek Rady Nadzorczej)
Katarzyna Łobos
• Sekretarz Rady Nadzorczej (Niezależny Członek Rady Nadzorczej)
Ewa Gąsiorek
• Członek Rady Nadzorczej (Niezależny Członek Rady Nadzorczej)
Kazimierz Mordaszewski
• Członek Rady Nadzorczej delegowany do czasowego wykonywania czynności Członka Zarządu
Mikołaj Pietrzak
• Członek Rady Nadzorczej (Niezależny Członek Rady Nadzorczej)
Ireneusz Sitarski
• Członek Rady Nadzorczej (Niezależny Członek Rady Nadzorczej)
Tomasz Zieliński
• Członek Rady Nadzorczej delegowany do czasowego wykonywania czynności Członka Zarządu
Rada Nadzorcza ORLEN odbyła w2023 roku 11 protokołowanych
posiedzeń ipodjęła 375 uchwały. Frekwencja członków Rady
Nadzorczej ORLEN na posiedzeniach wyniosła 96%. Wprzypadku
nieobecności członka Rady Nadzorczej na posiedzeniu, Rada
Nadzorcza podejmowała uchwałę ojego usprawiedliwieniu.
W2023 roku wRadzie Nadzorczej zasiadało siedmiu niezależnych
członków, zaś na dzień autoryzacji niniejszego sprawozdania
wRadzie Nadzorczej zasiada sześciu niezależnych członków.
Wszyscy Członkowie złożyli stosowne oświadczenia pozwalające
na ustalenie ich statusu, wtym przesłanek niezależności oraz
okoliczności związanych zewentualnym prowadzeniem działalności
konkurencyjnej.
Wskład Rady Nadzorczej obecnej kadencji wchodzą członkowie
zwykształceniem prawniczym, ekonomicznym ifinansowym (m.in.
profesor prawa) zróżnorodnym doświadczeniem zawodowym, którzy
ukończyli szkolenia ikursy specjalistyczne.
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
TABELA 86
Skład osobowy Rady Nadzorczej na
dzień autoryzacji Sprawozdania wraz ze
wskazaniem informacji na temat wykształcenia
idoświadczenia poszczególnych członków:
Wojciech Popiołek,
Przewodniczący Rady Nadzorczej (Niezależny
Członek Rady Nadzorczej)
Pan Wojciech Popiołek jest absolwentem studiów na Wydziale
Prawa iAdministracji Uniwersytetu Śląskiego wKatowicach. W1977
roku obronił rozprawę doktorską pt. „Umowa wydawnicza wprawie
prywatnym międzynarodowym”. Wokresie 1979/1980 przebywał na
stażu naukowym we Francji. W1990 roku uzyskał habilitację. Zkolei
w2010 roku otrzymał tytuł naukowy profesora nauk prawnych.
Wlatach 2006-2019 był kierownikiem Katedry Prawa Cywilnego
iPrawa Prywatnego Międzynarodowego Uniwersytetu Śląskiego. Od
2014 roku jest zatrudniony na stanowisku profesora zwyczajnego.
Prowadzi wykłady, konwersatoria iseminaria. Pod jego kierunkiem
powstało kilkanaście rozpraw doktorskich. Wielokrotnie recenzował
także prace doktorskie, habilitacyjne oraz wnioski onadanie tytułu
naukowego profesora.
335Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
Był prelegentem podczas wielu krajowych oraz zagranicznych
konferencji otematyce prawa cywilnego, prawa spółek czy
międzynarodowego prawa prywatnego. Ponadto jest autorem ponad
stu pięćdziesięciu publikacji naukowych. Przygotowywał także wiele
ekspertyz na zlecenie spółek, organów administracji publicznej oraz
organów wymiaru sprawiedliwości.
Wojciech Popiołek jest członkiem m.in. Association Henri Capitant,
Stowarzyszenia Prawa Europejskiego oraz Polskiego Stowarzyszenia
Prawa Prywatnego Międzynarodowego. Wlatach 2013-2018
zasiadał wradzie zarządzającej UNIDROIT. To również członek rad
programowych specjalistycznych czasopism, takich jak m.in. „Rejent”,
„Przegląd Prawa Handlowego”, czy „Przegląd Ustawodawstwa
Gospodarczego”.
Prof. Popiołek jest również arbitrem m.in. Sądu Arbitrażowego przy
Krajowej Izbie Gospodarczej (oraz członkiem Rady Arbitrażowej tego
sądu). Prowadzi także działalność jako radca prawny wkancelarii
„ADP Popiołek, Adwokaci iDoradcy” wKatowicach.
Michał Gajdus,
Wiceprzewodniczący Rady Nadzorczej (Niezależny
Członek Rady Nadzorczej)
Pan Michał Gajdus jest absolwentem studiów prawniczych na
Wydziale Prawa iAdministracji Uniwersytetu Warszawskiego. Na
macierzystej uczelni podjął także studia doktoranckie wzakresie nauk
prawnych, prowadząc zajęcia zprawa cywilnego, prawa zobowiązań
iprawa na dobrach niematerialnych. Ponadto ukończył studia
licencjackie na kierunku stosunki międzynarodowe na Uniwersytecie
Warszawskim. Aplikację adwokacką odbył przy Okręgowej Radzie
Adwokackiej wWarszawie. W2017 roku złożył egzamin adwokacki
irozpoczął prowadzenie kancelarii prawniczej wWarszawie.
Obecnie współpracuje znajlepszymi międzynarodowymi kancelariami
prawnymi wPolsce. Jest także rekomendowanym prawnikiem
wprestiżowych międzynarodowych rankingach prawniczych, wtym
IAM Patents 1000, Managing IP oraz Legal500 wkategoriach sporów
sądowych iwłasności intelektualnej.
Doradza największym międzynarodowym ikrajowym spółkom
zsektorów energetycznego, farmaceutycznego, górniczego,
ubezpieczeniowego, finansowego itelekomunikacyjnego. Jego
doświadczenie obejmuje prowadzenie sporów ocharakterze
strategicznym oraz wymagających dobrej znajomości ekonomii
ibiznesu. Jest pełnomocnikiem wsprawach owartości
przekraczającej kilkadziesiąt miliardów złotych. Doradza również
wzakresie ryzyka gospodarczego, strategii własności intelektualnej
ikluczowych decyzji inwestycyjnych.
Katarzyna Łobos,
Sekretarz Rady Nadzorczej (Niezależny Członek
Rady Nadzorczej)
Pani Katarzyna Łobos jest absolwentką Wydziału Prawa iAdministracji
Uniwersytetu Marii Curie-Skłodowskiej wLublinie, ukończyła
również Podyplomowe Studium Prawa Spółek na Wydziale Prawa
iAdministracji Uniwersytetu Warszawskiego. Posiada stopień naukowy
doktora nauk prawnych oraz uprawnienia zawodowe radcy prawnego.
Ma bogate doświadczenie zzakresu doradztwa prawnego ibieżącej
obsługi prawnej podmiotów gospodarczych, zdobyte wrenomowanej
kancelarii prawnej, gdzie kierowała Departamentem Prawa
Gospodarczego.
Jest autorką opinii prawnych zprawa cywilnego, administracyjnego,
gospodarczego oraz spółek prawa handlowego. Wnaczelnym
organie kontroli państwowej zatrudniona na stanowisku Doradcy
Prawnego, pełniła obowiązki Wicedyrektora Departamentu
Prawnego iOrzecznictwa Kontrolnego. Była odpowiedzialna m.in. za
realizację procesu kontrolnego wzakresie rozpatrywania zastrzeżeń
do wystąpień pokontrolnych przez organ kolegialny izespoły
orzekające komisji rozstrzygającej (przygotowywanie spraw, udział
wposiedzeniach). Ponadto jako członek Grupy Planowania Kontroli
uczestniczyła wstrategicznym opracowywaniu założeń do planu
kontroli.
Jest pełnomocnikiem polskich sędziów wsprawach dotyczących
praworządności, rozpatrywanych przed Europejskim Trybunałem Praw
Człowieka. Występował również wsprawach zzakresu niezależności
polskiego sądownictwa przed Trybunałem Sprawiedliwości Unii
Europejskiej.
Pan Michał Gajdus aktywnie uczestniczy wdziałalności Adwokatury
ijej organów. Wlatach 2021-2023 był zastępcą Rzecznika
Dyscyplinarnego Izby Adwokackiej wWarszawie. Jednocześnie
zaangażował się wdziałalność samorządu adwokackiego, zasiadając
m.in. wkomisjach przy Naczelnej Radzie Adwokackiej iOkręgowej
Radzie Adwokackiej wWarszawie.
336Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
Ewa Gąsiorek,
Członek Rady Nadzorczej (Niezależny Członek Rady
Nadzorczej)
Pani Ewa Gąsiorek w2014 roku uzyskała tytuł doktora nauk
ekonomicznych wdziedzinie naukowej Finanse na Uniwersytecie
Ekonomicznym wKatowicach, gdzie wlatach 2007-2012 odbyła
studia doktoranckie wzakresie Nauki Ekonomiczne – Ekonomia.
Jest absolwentką Akademii Ekonomicznej wKatowicach, na której
ukończyła studia magisterskie na Wydziale Finansów iUbezpieczeń -
kierunek Finanse iRachunkowość ospecjalności Finanse iInwestycje.
W2005 roku ukończyła studia zawodowe na kierunku Zarządzanie
iMarketing wWyższej Szkole Biznesu. Wlatach 2006-2007 odbyła
studia podyplomowe wAkademii Ekonomicznej wKatowicach
wzakresie kontroli finansowej iaudytu wewnętrznego wjednostkach
sektora finansów publicznych.
Od 2011 roku pełni funkcję Zastępcy Dyrektora ds. Realizacji
Budżetu Województwa wUrzędzie Marszałkowskim Województwa
Mazowieckiego wWarszawie, wDepartamencie Budżetu iFinansów.
Wramach wykonywanych obowiązków nadzoruje realizację budżetu
województwa, prowadzenie księgowości budżetu, rozliczanie
dochodów iwydatków jednostek organizacyjnych województwa
nieposiadających osobowości prawnej, sporządzanie sprawozdań
budżetowych ifinansowych województwa, wtym bilansu
skonsolidowanego. Prowadzi windykację iegzekucję należności
województwa. Proceduje sprawy związane zudzielaniem ulg
wstosunku do należności publicznoprawnych oraz należności
mających charakter cywilnoprawny. Rozlicza VAT ipodatek
akcyzowy województwa. Prowadzi sprawy związane zobsługą
bankową województwa, wtym obsługą samorządowych jednostek
organizacyjnych. Nadzoruje zarządzanie płynnością finansową
iobsługę zadłużenia województwa. Dokonuje analizy ryzyka
kredytowego. Współpracuje zbankami krajowymi iinstytucjami
międzynarodowymi wzakresie pozyskiwania finansowania zwrotnego
(CEB, EBI). Opracowuje dokumentację niezbędną do oceny ratingowej
województwa we współpracy zmiędzynarodowymi agencjami
ratingowymi.
Wlatach 1997-2011 wUrzędzie Miejskim wBędzinie była
odpowiedzialna m.in. za sporządzanie budżetu miasta na kolejne
lata, pozyskiwanie zwrotnych ibezzwrotnych źródeł finansowania,
wdrażanie projektów finansowanych zudziałem środków unijnych
wramach RPO Województwa Śląskiego, PO Kapitał Ludzki, Funduszu
Spójności.
Wdorobku naukowym ma publikacje zzakresu zarządzania finansami,
efektywności wykorzystania środków publicznych, ryzyka wfinansach
oraz oceny jakości planowania budżetowego. Była członkiem
Polskiego Towarzystwa Ekonomicznego, Oddział wKatowicach.
Wlatach 2015-2020 pełniła funkcję Członka Rady Nadzorczej
Miejskiego Przedsiębiorstwa Taksówkowego Sp. zo.o. wWarszawie,
awlatach 2014-2015 Członka Rady Nadzorczej Szpitala Kolejowego
im. dr Roeflera Sp. zo.o. wPruszkowie. Od 2020 roku Ewa Gąsiorek
jest Członkiem Komitetu Audytu m. st. Warszawy.
Kazimierz Mordaszewski,
Członek Rady Nadzorczej delegowany do czasowego
wykonywania czynności Członka Zarządu
Prawnik, urzędnik państwowy, dyplomata, menadżer zponad
20-letnim doświadczeniem na stanowiskach kierowniczych. Jego
doświadczenie odzwierciedla różnorodne zaangażowanie wstruktury
wymiaru sprawiedliwości, bezpieczeństwa, służbę publiczną wPolsce
oraz UE iNATO, anastępnie biznes krajowy imiędzynarodowy.
Sektorem paliwowym, rynkami ropy igazu oraz wyzwaniami
związanymi ztransformacją energetyki, zajmował się od czasu
kilkuletniego pobytu wbędących członkami OPEC krajach Zatoki
Perskiej, Uczestniczył wdziałaniach, które doprowadziły do
dywersyfikacji dostaw gazu ziemnego do Polski, m.in. związanych
zbudową gazoportu irozmowach ze stroną katarską okontraktach
LNG.
337Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
Mikołaj Pietrzak,
Członek Rady Nadzorczej (Niezależny Członek Rady
Nadzorczej)
Pan Mikołaj Pietrzak jest absolwentem Wydziału Prawa iAdministracji
Uniwersytetu Warszawskiego. Posiada dyplom Cambridge University
Certificate in English and European Law. Jest członkiem Warszawskiej
Izby Adwokackiej, aod listopada 2016 roku Dziekanem Okręgowej
Rady Adwokackiej wWarszawie.
Wlatach 2010-2016 był przewodniczącym Komisji Praw Człowieka
przy Naczelnej Radzie Adwokackiej. W2016 roku został powołany
przez Sekretarza Generalnego ONZ wskład pięcioosobowej Rady
dyrektorów Funduszu Narodów Zjednoczonych na rzecz pomocy
ofiarom tortur, natomiast w2018 i2019 roku był jej Przewodniczącym.
Jest laureatem wielu nagród przyznawanych za działalność prawniczą
na rzecz społeczeństwa obywatelskiego ipraw człowieka, wtym
nagrody im. Edwarda Wende oraz nagrody CCBE Human Rights
Award. Został odznaczony odznaką „Adwokatura Zasłużonym”.
Mikołaj Pietrzak jest wspólnikiem ijednym zzałożycieli Kancelarii
Pietrzak Sidor & Wspólnicy. Prowadzi przede wszystkim sprawy
zzakresu prawa karnego, ze szczególnym uwzględnieniem spraw
karnych gospodarczych oraz compliance. Specjalizuje się także
wprawach człowieka iprawie konstytucyjnym. Trzy razy został
wyróżniony wrankingu „Rzeczpospolitej” tytułem najlepszego
prawnika wkategorii prawo karne dla biznesu. Ponadto został
zaklasyfikowany weuropejskim rankingu Chambers Europe
wkategorii najlepszych polskich prawników zajmujących się prawem
karnym wbiznesie.
Jest członkiem międzynarodowych prawniczych organizacji, takich
jak: European Criminal Bar Association, National Association of
Criminal Defense Lawyers wStanach Zjednoczonych oraz The Legal
Experts Advisory Panel stworzonego wramach organizacji Fair
Trials International. Do 2014 roku był członkiem Perren Buildings
Chambers zsiedzibą wLondynie. Natomiast w2014 roku został
członkiem Doughty Street Chambers także zsiedzibą wLondynie.
Był stałym przedstawicielem polskiej adwokatury przy Radzie
Adwokatur iStowarzyszeń Prawniczych Europy (CCBE) wKomisjach:
Prawa Człowieka oraz Stała Delegacja przy Trybunale wStrasburgu.
Jest członkiem samorządu adwokackiego przy Międzynarodowym
Trybunale Karnym, został również wpisany na listę adwokatów przy
Specjalnym Trybunale dla Libanu.
Ireneusz Sitarski,
Członek Rady Nadzorczej (Niezależny Członek Rady
Nadzorczej), oddelegowany do czasowego pełnienia
funkcji Członka Zarządu ORLEN od 17 lutego do 10
kwietnia 2024 r.
Pan Ireneusz Sitarski jest magistrem ekonomii, absolwentem Wydziału
Handlu Zagranicznego Szkoły Głównej Planowania iStatystyki
(obecnie Szkoły Głównej Handlowej) wWarszawie.
Jest doradcą gospodarczym wzakresie finansów, restrukturyzacji, fuzji
iprzejęć firm. Wswojej wieloletniej praktyce zawodowej realizował
projekty doradcze, opracowywał strategie prywatyzacyjne, analizy
iwyceny dla przedsiębiorstw zsektora państwowego iprywatnego.
Prowadził projekty restrukturyzacji trudnych izagrożonych kredytów
wbankach polskich. Pełnił funkcję prezesa firmy zarządzającej
Narodowym Funduszem Inwestycyjnym, realizując projekty
restrukturyzacyjne oraz nadzorował iprowadził transakcje kupna
isprzedaży firm.
Wadministracji rządowej, pełniąc funkcję podsekretarza stanu
wMinisterstwie Przekształceń Własnościowych (1994 – 1996)
iwMinisterstwie Skarbu Państwa (2001 – 2003), dokonywał
przekształceń przedsiębiorstw państwowych współki Skarbu
Państwa, nadzorował ich działalność oraz prowadził proces
sprzedaży akcji inwestorom strategicznym lub finansowym, m.in.
zsektora paliwowego, energetycznego, gazowego, bankowego,
ubezpieczeniowego igier losowych.
Uczestniczył wzarządzaniu spółkami prawa handlowego, wtym
notowanymi na Giełdzie Papierów Wartościowych wWarszawie,
m.in. NFI Foksal SA, Impexmetal SA. Pełniąc funkcję członka
Zarządu - dyrektora handlowego wImpexmetal SA, która stanowiła
grupę przemysłową wsektorze przetwórstwa metali nieżelaznych,
koordynował izarządzał polityką handlową.
Jest jednym zzałożycieli Stowarzyszenia im. Prof. Zbigniewa Hołdy.
Był koordynatorem programu „Prawa Człowieka arozliczenia
zprzeszłością”, prowadzonego przez Helsińską Fundację Praw
Człowieka. Zasiadał również wRadzie Społecznej Rzecznika
Praw Człowieka oraz był członkiem Rady Programowej Amnesty
International Polska.
338Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
Posiada duże doświadczenie jako członek iprzewodniczący rad
nadzorczych spółek prawa handlowego m.in. wtakich firmach
jak Telekomunikacja Polska SA, Giełda Papierów Wartościowych
SA, Polskie Towarzystwo Ubezpieczeń SA, Bank Gospodarki
Żywnościowej SA, Dwory SA, Huta Aluminium Konin SA, PESA
Bydgoszcz SA iwwielu innych.
W2018 roku kandydował wwyborach do Sejmiku Województwa
Mazowieckiego, arok później wwyborach do Parlamentu
Europejskiego iParlamentu Rzeczypospolitej Polskiej.
Tomasz Zieliński,
Członek Rady Nadzorczej delegowany do czasowego
wykonywania czynności Członka Zarządu
Tytuł doktora nauk technicznych uzyskał w2003 roku wInstytucie
Chemii Przemysłowej im. prof. I. Mościckiego wWarszawie. W2001
roku ukończył studia na kierunku technologia chemiczna na Wydziale
Budownictwa, Mechaniki iPetrochemii Politechniki Warszawskiej
Filii wPłocku oraz Podyplomowe Studia Zarządzania Finansami
iMarketingu tejże uczelni. W2009 roku uzyskał stopień Master
of Business Administration (MBA) University of Illinois at Urbana-
Champaign wkooperacji zPolitechniką Lubelską. Ponadto ukończył
m.in. Professional Development Program - Strategic Business
Management na Harvard University Extension School oraz Strategies
for Sustainability wStanford Center for Professional Development na
Stanford University.
Od czerwca 2013 roku jest Prezesem Zarządu Polskiej Izby Przemysłu
Chemicznego – najważniejszej organizacji reprezentującej polski
przemysł chemiczny na forum krajowym imiędzynarodowym. Izba jest
najsilniejszą organizacją reprezentującą branżę chemiczną liczącą ok.
13 tys. przedsiębiorstw iponad 343 tys. miejsc pracy, która stanowi
prawie 19% udziału wpolskim przemyśle.
Jest ekspertem sektora chemicznego zponad 23-letnim stażem
pracy na najwyższych stanowiskach menadżerskich, zarządczych
oraz wobszarze naukowo-akademickim. Doświadczenie zawodowe
budował m.in. wnajważniejszych spółkach sektora chemicznego
oraz rafineryjno-petrochemicznego wPolsce iEuropie Środkowej
(m.in. 2004-2006: ORLEN S.A. – Szef Biura Wiceprezesa Zarządu ds.
Produkcji, Hurtu iLogistyki; 2010-2013: ANWIL S.A. – Członek Zarządu
ds. Strategii iDziałalności Operacyjnej; 2012-2013: Chemeko sp.
zo.o. – Prezes Zarządu; 2009-2010: Grupa Azoty Zakłady Chemiczne
„Police” S.A. – Wiceprezes Zarządu Dyrektor ds. Strategii iRozwoju;
2010: Kemipol sp. zo.o. – Przewodniczący Rady Nadzorczej;
2005: ORLEN Unipetrol a.s. – Teamleader Zespołu R&D wramach
przejęcia holdingu; 2011-2013: Spolana s.r.o. – Przewodniczący Rady
Nadzorczej).
Przez kilka lat realizował liczne projekty wdoradztwie strategicznym
m.in. wDGA S.A., AKJ Capital S.A., Instytucie Studiów Energetycznych
sp. zo.o. Związany był także naukowo-dydaktycznie zPolitechniką
Warszawską iwobszarze naukowo-badawczym zInstytutem Chemii
Przemysłowej im. prof. I. Mościckiego wWarszawie.
Wprzeszłości był także członkiem zarządu organizacji Fertilizers
Europe wBrukseli, członkiem Advisory Board wWorld Refining
Association oraz ekspertem Zespołów Parlamentarnych ds. Przemysłu
Chemicznego.
Od kilkunastu lat reprezentuje interesy krajowego przemysłu
chemicznego wkraju iza granicą oraz zasiada wradach licznych
krajowych imiędzynarodowych organizacji biznesowych
iprzemysłowych. Od 2016 roku jest członkiem National Association
Board (NAB) wEuropejskiej Radzie Przemysłu Chemicznego
wBrukseli (CEFIC), gdzie reprezentuje interesy 7 krajów wKlastrze
Europy Centralnej (Polski, Słowacji, Węgier, Republiki Czeskiej,
Rumunii, Bułgarii, Chorwacji). Od prawie 10 lat zasiada również
wZarządzie iKomitecie Sterującym Europejskiej Grupy Pracodawców
Przemysłu Chemicznego wBrukseli (ECEG).
Jest również członkiem Prezydium Komitetu ds. Chemii wPolskiej
Akademii Nauk, atakże Prezydium Rady iKomitetu ds. Polityki
Klimatyczno-Energetycznej wKrajowej Izbie Gospodarczej, Rady
Koordynacyjnej ds. Gospodarki Wodorowej przy Ministrze Klimatu
iŚrodowiska. Ponadto zasiada wRadach Instytutów Sieci Łukasiewicz
– Instytutu Chemii Przemysłowej im. prof. I. Mościckiego wWarszawie
oraz Łukasiewicz – Instytutu Nowych Syntez Chemicznych
wPuławach.
Członek rad nadzorczych przedsiębiorstw wkraju izagranicą.
Ponadto członek rad gospodarczych polskich uczelni technicznych,
rad programowych, naukowych istowarzyszeń branżowych, m.in.
wieloletni członek American Chemical Society. Współtwórca
patentów związanych zchemią przemysłową, autor licznych publikacji
naukowych ipopularno-naukowych oraz wystąpień konferencyjnych.
339Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
Zasady działania Rady Nadzorczej ORLEN
Zgodnie zobowiązującym Statutem Spółki wskład Rady Nadzorczej
wchodzić może od sześciu do piętnastu członków, wtym
przewodniczący.
Rada Nadzorcza jest powoływana iodwoływana wnastępujący
sposób:
• Skarb Państwa reprezentowany przez podmiot uprawniony do
wykonywania praw zakcji należących do Skarbu Państwa jest
uprawniony do powoływania iodwoływania jednego członka Rady
Nadzorczej;
• pozostałych członków Rady Nadzorczej, wtym wszystkich
członków, októrych mowa wust. 5 paragrafu 8 (niezależni
członkowie Rady Nadzorczej), powołuje iodwołuje Walne
Zgromadzenie.
Uprawnienie Skarbu Państwa do wyznaczenia członka Rady
Nadzorczej wygasa zchwilą zbycia przez Skarb Państwa wszystkich
akcji Spółki będących jego własnością.
Członkowie Rady Nadzorczej ORLEN są powoływani na okres
wspólnej kadencji, która kończy się zdniem odbycia Zwyczajnego
Walnego Zgromadzenia zatwierdzającego sprawozdanie finansowe za
drugi pełny rok obrotowy kadencji. Obecna kadencja Rady Nadzorczej
rozpoczęła się 25 maja 2022 roku zakończy się zdniem odbycia
Walnego Zgromadzenia ORLEN zatwierdzającego sprawozdanie
finansowe Spółki za rok obrotowy 2024.
Poszczególni członkowie Rady oraz cała Rada Nadzorcza mogą
zostać odwołani wkażdym czasie przed upływem kadencji.
Przewodniczący Rady Nadzorczej jest wybierany iodwoływany przez
Walne Zgromadzenie. Walne Zgromadzenie może powierzyć pełnienie
funkcji Przewodniczącego Rady Nadzorczej osobie powołanej wskład
Rady Nadzorczej wsposób określony w§ 8 ust. 2 pkt 1 Statutu.
Wiceprzewodniczący isekretarz są wybierani iodwoływani przez
Radę Nadzorczą zgrona pozostałych członków Rady.
Co najmniej dwóch członków Rady Nadzorczej musi być osobami,
zktórych każda spełnia kryteria niezależności określone wStatucie
ORLEN.
Zgodnie zwymogami DPSN 2021, przynajmniej dwóch członków
Rady Nadzorczej spełnia kryteria niezależności wymienione wustawie
obiegłych rewidentach , firmach audytorskich oraz nadzorze
publicznym, atakże nie ma rzeczywistych iistotnych powiązań
zakcjonariuszami posiadającymi co najmniej 5% ogólnej liczby głosów
wSpółce.
Niezależni członkowie Rady Nadzorczej składają Spółce, przed ich
powołaniem do składu Rady Nadzorczej, pisemne oświadczenie
ospełnieniu przesłanek określonych wStatucie Spółki, ustawie
obiegłych rewidentach, firmach audytorskich oraz nadzorze
publicznym oraz DPSN 2021. Oświadczenia ospełnieniu kryteriów
niezależności są przekazywane pozostałym członkom Rady
Nadzorczej oraz Zarządowi Spółki. Członek Rady Nadzorczej
zobowiązany jest niezwłocznie informować pozostałych Członków
Rady Nadzorczej oraz Zarząd Spółki ozmianie oświadczenia,
októrym mowa wyżej. Rada Nadzorcza zgodnie zRegulaminem Rady
ocenia, czy istnieją związki lub okoliczności, które mogą wpływać
na spełnienie przez danego Członka Rady Nadzorczej kryteriów
niezależności.
Wprzypadku zaistnienia sytuacji powodującej niespełnienie
przesłanek niezależności członek Rady Nadzorczej zobowiązany jest
niezwłocznie poinformować otym fakcie Spółkę, natomiast Spółka
informuje akcjonariuszy oaktualnej liczbie niezależnych członków
Rady Nadzorczej.
Wsytuacji, gdy liczba niezależnych członków Rady Nadzorczej
wyniesie mniej niż dwóch, Zarząd Spółki zobowiązany jest
niezwłocznie zwołać Walne Zgromadzenie iumieścić wporządku
obrad tego Zgromadzenia punkt dotyczący zmian wskładzie Rady
Nadzorczej.
Do czasu dokonania zmian wskładzie Rady Nadzorczej polegających
na dostosowaniu liczby niezależnych członków do wymagań
statutowych, Rada Nadzorcza działa wskładzie dotychczasowym,
apostanowień § 8 ust. 9a Statutu Spółki (wymieniających listę uchwał,
do których podjęcia wymagana jest zgoda co najmniej połowy
niezależnych członków Rady Nadzorczej) nie stosuje się.
Zgodnie zRegulaminem Rady Nadzorczej, członek Rady
Nadzorczej nie powinien rezygnować zpełnienia funkcji wtrakcie
trwania kadencji, jeżeli mogłoby to uniemożliwić działanie Rady,
awszczególności jeśli mogłoby to uniemożliwić terminowe podjęcie
uchwały wistotnej dla Spółki sprawie.
Organizacja prac Rady Nadzorczej odbywa się zgodnie zzasadami
przedstawionymi wStatucie Spółki iRegulaminie Rady Nadzorczej
dostępnym na korporacyjnej stronie internetowej pod adresem:
https://www.orlen.pl/pl/o-firmie/o-spolce/organy-i-struktura-spolki/
dokumenty-korporacyjne.
Podjęcie uchwał wsprawach:
• świadczenia zjakiegokolwiek tytułu przez Spółkę ijakiekolwiek
podmioty powiązane ze Spółką na rzecz członków Zarządu,
• wyrażenia zgody na zawarcie przez Spółkę istotnej transakcji
(wrozumieniu Statutu Spółki) zpodmiotem powiązanym ze Spółką,
zuwzględnieniem wyłączeń oraz szczegółowych uregulowań
wtym zakresie określonych wRozdziale 4b ustawy oofercie
publicznej iwarunkach wprowadzania instrumentów finansowych
do zorganizowanego systemu obrotu oraz ospółkach publicznych,
oraz zawarcie przez Spółkę lub podmiot zależny od niej umowy
zczłonkiem Zarządu lub Rady Nadzorczej, zwyłączeniem umów
powszechnie zawieranych wdrobnych bieżących sprawach życia
codziennego,
340Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
• wyboru biegłego rewidenta dla przeprowadzenia badania
sprawozdania finansowego Spółki
wymaga zgody co najmniej połowy niezależnych członków Rady
Nadzorczej. Postanowienia te nie wyłączają stosowania art. 15 § 1 i2
kodeksu spółek handlowych.
Wybór podmiotu pełniącego funkcję biegłego rewidenta przez Radę
Nadzorczą jest dokonywany po przedstawieniu rekomendacji przez
Komitet Audytu.
Kompetencje Rady Nadzorczej ORLEN
Rada Nadzorcza ORLEN sprawuje stały nadzór nad działalnością
Spółki we wszystkich dziedzinach jej działalności, jej kompetencje
określone są przez przepisy powszechnie obowiązujące, wtym
wszczególności Kodeks spółek handlowych oraz postanowienia
Statutu Spółki, zuwzględnieniem Regulaminu Rady Nadzorczej oraz:
• wprzypadkach przewidzianych przez przepisy powszechnie
obowiązujące,
• przez uchwały Walnego Zgromadzenia oraz uchwały Rady
Nadzorczej oraz inne wewnętrzne akty organizacyjne obowiązujące
wSpółce.
Mając na względzie najwyższe standardy ładu korporacyjnego
oraz zapewnienie rzetelnej oceny Spółki przez akcjonariuszy, Rada
Nadzorcza sporządza iprzedkłada corocznie Zwyczajnemu Walnemu
Zgromadzeniu do zatwierdzenia roczne sprawozdanie, które zawiera
co najmniej:
• informacje na temat składu Rady Nadzorczej ijej komitetów, ze
wskazaniem, którzy zczłonków Rady Nadzorczej spełniają kryteria
niezależności, atakże którzy spośród nich nie mają rzeczywistych
iistotnych powiązań zAkcjonariuszem posiadającym co najmniej
5% ogólnej liczby głosów wSpółce,
• podsumowanie działalności Rady Nadzorczej ijej komitetów,
• ocenę sytuacji Spółki wujęciu skonsolidowanym, zuwzględnieniem
oceny systemów kontroli wewnętrznej, zarządzania ryzykiem,
compliance oraz funkcji audytu wewnętrznego wraz zinformacją na
temat działań, jakie Rada Nadzorcza podejmuje wcelu dokonania
tej oceny;
• ocenę stosowania przez Spółkę zasad ładu korporacyjnego oraz
sposobu wypełniania przez Spółkę obowiązków informacyjnych
dotyczących ich stosowania określonych wRegulaminie Giełdy
iprzepisach dotyczących informacji bieżących iokresowych
przekazywanych przez emitentów papierów wartościowych, wraz
zinformacją na temat działań, jakie Rada Nadzorcza podejmuje
wcelu dokonania tej oceny,
• ocenę zasadności wydatków na sponsoring oraz darowizny
ponoszonych przez Spółkę ijej Grupę Kapitałową wraz zwartością
wydatków na tego rodzaju cele,
• sprawozdanie owynagrodzeniach zgodne zustawą oofercie
publicznej iwarunkach wprowadzania instrumentów finansowych
do zorganizowanego systemu obrotu oraz ospółkach publicznych
(począwszy od roku następującego po roku, wktórym Walne
Zgromadzenie przyjęło politykę wynagrodzeń),
• ocenę realizacji przez Zarząd obowiązku informacyjnego względem
Rady Nadzorczej określonego przepisami Kodeksu spółek
handlowych oraz ocenę sposobu sporządzania lub przekazywania
Radzie Nadzorczej przez Zarząd informacji, dokumentów,
sprawozdań lub wyjaśnień, żądanych przez Radę Nadzorczą,
• informację ołącznym wynagrodzeniu należnym od Spółki ztytułu
wszystkich badań zleconych przez Radę Nadzorczą wtrakcie roku
obrotowego.
Zgodnie ze Statutem Spółki do uprawnień Rady Nadzorczej należy
wszczególności:
1) zzastrzeżeniem odmiennych postanowień Statutu powoływanie
iodwoływanie prezesa, wiceprezesów ipozostałych członków
Zarządu;
2) reprezentowanie Spółki wumowach zczłonkami Zarządu, wtym
również wzakresie warunków zatrudniania członków Zarządu;
3) zawieszanie, zważnych powodów, wczynnościach poszczególnych
lub wszystkich członków Zarządu, atakże delegowanie członka lub
członków Rady do czasowego wykonywania czynności członków
Zarządu nie mogących sprawować swych czynności;
4) zatwierdzanie regulaminu Zarządu;
5) wybór firmy audytorskiej do wykonywania badania lub przeglądu
sprawozdań finansowych Spółki iskonsolidowanych sprawozdań
finansowych Grupy Kapitałowej;
6) ocena jednostkowego iskonsolidowanego sprawozdania
finansowego Spółki, ocena sprawozdania Zarządu zdziałalności
Spółki iGrupy Kapitałowej oraz wniosków Zarządu co do podziału
zysku ipokrycia straty, atakże składanie Walnemu Zgromadzeniu
corocznego sprawozdania pisemnego zwyników tej oceny;
7) opiniowanie wszelkich spraw przedkładanych przez Zarząd do
rozpatrzenia Walnemu Zgromadzeniu, zarówno zwyczajnemu, jak
inadzwyczajnemu;
8) udzielanie członkom Zarządu zezwolenia na zajmowanie stanowisk
worganach nadzorczych lub zarządzających innych podmiotów, oraz
pobieranie wynagrodzeń ztego tytułu;
9) wyrażanie zgody na realizację zadania inwestycyjnego izaciąganie
wynikających zniego zobowiązań jeżeli powstaną wzwiązku ztym
wydatki lub obciążenia przekraczające równowartość jednej drugiej
kapitału zakładowego Spółki;
10) określanie zakresu, szczegółowości iterminów przedkładania
przez Zarząd rocznych iwieloletnich planów finansowych istrategii
rozwoju Spółki;
11) zatwierdzanie strategii rozwoju Spółki iwieloletnich planów
finansowych;
12) opiniowanie rocznych planów finansowych;
341Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
13) wyrażanie na wniosek Zarządu, zgody na zbycie nieruchomości,
użytkowania wieczystego lub udziału wnieruchomości, których
wartość księgowa netto przekracza 2.000.000 PLN;
14) wyrażanie na wniosek Zarządu, zgody na nabycie nieruchomości,
użytkowania wieczystego lub udziału wnieruchomości, których
wartość według ceny nabycia netto przekracza jedną czterdziestą
kapitału zakładowego;
15) zatwierdzanie sprawozdania owydatkach reprezentacyjnych,
wydatkach na usługi prawne, usługi marketingowe, usługi wzakresie
stosunków międzyludzkich (public relations) ikomunikacji społecznej
oraz usługi doradztwa związanego zzarządzaniem;
17) wyrażanie zgody na nabycie przez Spółkę akcji Spółki wcelu
zapobieżenia poważnej szkodzie, októrej mowa wart. 362 § 1 pkt 1
kodeksu spółek handlowych, bezpośrednio zagrażającej Spółce;
18) powoływanie pełniącego obowiązki Prezesa Zarządu,
wprzypadku zawieszenia Prezesa Zarządu lub wygaśnięcia jego
mandatu przed upływem kadencji.
Dodatkowo Rada Nadzorcza:
• wyraża zgodę na zawarcie transakcji istotnej zpodmiotem
powiązanym wrozumieniu ustawy oofercie publicznej iwarunkach
wprowadzania instrumentów finansowych do zorganizowanego
systemu obrotu oraz ospółkach publicznych,
• dokonuje okresowej oceny istotnych transakcji zawieranych
na warunkach rynkowych wramach zwykłej działalności spółki
wORLEN S.A. zgodnie zustawą oofercie publicznej iwarunkach
wprowadzania instrumentów finansowych do zorganizowanego
systemu obrotu oraz ospółkach publicznych,
• wprzypadku, gdy transakcja dokonywana przez Spółkę
zpodmiotem powiązanym wrozumieniu Statutu Spółki
wymaga zgody Rady Nadzorczej, Rada dokonuje oceny, czy
istnieje konieczność uprzedniego zasięgnięcia opinii podmiotu
zewnętrznego, który przeprowadzi wycenę transakcji oraz analizę
jej skutków ekonomicznych,
• wprzypadku, gdy zawarcie przez Spółkę transakcji zpodmiotem
powiązanym wrozumieniu Statutu Spółki wymaga zgody
Walnego Zgromadzenia, Rada Nadzorcza sporządza opinię na
temat zasadności zawarcia takiej transakcji iocenia konieczności
uprzedniego zasięgnięcia opinii podmiotu zewnętrznego,
który przeprowadzi wycenę transakcji oraz analizę jej skutków
ekonomicznych,
• zatwierdza szczegółowe zasady itryb zbywania aktywów trwałych,
• opiniuje rekomendacje Zarządu Spółki dotyczące wskazania
przedstawicieli Spółki do Zarządu iRady Nadzorczej lub odwołania
ze składu Zarządu iRady Nadzorczej spółki pod firmą: System
Gazociągów Tranzytowych EuRoPol Gaz S.A. iprzedstawia je do
akceptacji akcjonariuszowi - Skarbowi Państwa,
• opiniuje sposób wykonywania prawa głosu przez Spółkę na
Walnym Zgromadzeniu spółki pod firmą: System Gazociągów
Tranzytowych EuRoPol Gaz S.A.
Według Statutu Spółki Zarząd zobowiązany jest także uzyskać zgodę
Rady Nadzorczej na dokonanie następujących czynności:
1) rozporządzenie składnikami aktywów trwałych wrozumieniu ustawy
orachunkowości, zaliczonymi do wartości niematerialnych iprawnych,
rzeczowych aktywów trwałych lub inwestycji długoterminowych,
wtym wniesienie jako wkładu do spółki lub spółdzielni, jeżeli
wartość rynkowa tych składników przekracza 100 000 000 złotych
lub 5% sumy aktywów wrozumieniu ustawy zdnia 29 września
1994r. orachunkowości, ustalonych na podstawie ostatniego
zatwierdzonego sprawozdania finansowego, atakże oddanie tych
składników do korzystania innemu podmiotowi, na okres dłuższy niż
180 dni wroku kalendarzowym, na podstawie czynności prawnej,
jeżeli wartość rynkowa przedmiotu czynności prawnej przekracza 100
000 000 złotych lub 5% sumy aktywów,
2) nabycie składników aktywów trwałych wrozumieniu ustawy
orachunkowości, owartości przekraczającej 100 000 000 złotych lub
5% sumy aktywów wrozumieniu ustawy orachunkowości, ustalonych
na podstawie ostatniego zatwierdzonego sprawozdania finansowego;
3) wyrażanie zgody na nabycie, objęcie lub zbycie udziałów oraz
akcji spółek, jak również wsprawie uczestniczenia Spółki winnych
podmiotach - Rada Nadzorcza może określić do jakiej kwoty, na jakich
warunkach oraz wjakim trybie Zarząd może dokonywać wskazanych
czynności bez obowiązku uzyskania zgody Rady Nadzorczej;
4) utworzenie zakładu za granicą;
5) zbycie lub obciążenie wjakikolwiek sposób akcji albo udziałów
wnastępujących spółkach: Naftoport Sp. zo.o., Inowrocławskie
Kopalnie Soli „Solino” S.A. oraz współce, która zostanie utworzona
wcelu prowadzenia działalności wzakresie transportu rurociągowego
paliw płynnych;
6) zaciągnięcie innego zobowiązania, które na podstawie jednej lub
kilku powiązanych czynności prawnych wykonywanych wokresie
roku obrotowego, przekracza równowartość jednej piątej kapitału
zakładowego, zwyłączeniami określonymi szczegółowo wStatucie
Spółki;
7) realizowanie przez Spółkę za granicą inwestycji kapitałowych lub
rzeczowych na kwotę przekraczającą jedną dwudziestą kapitału
zakładowego;
8) wykonywanie przez Spółkę prawa głosu na walnych
zgromadzeniach izgromadzeniach wspólników wzakresie
iwspółkach wskazanych wStatucie Spółki;
9) zawarcie umowy ousługi prawne, usługi marketingowe, usługi
wzakresie stosunków międzyludzkich (public relations) ikomunikacji
społecznej oraz usługi doradztwa związanego zzarządzaniem, jeżeli
wysokość wynagrodzenia przewidzianego za świadczone usługi
łącznie wtej umowie lub innych umowach zawieranych ztym samym
podmiotem przekracza 500 000,00 zł netto, wstosunku rocznym;
342Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
10) zmiany umowy ousługi prawne, usługi marketingowe, usługi
wzakresie stosunków międzyludzkich (public relations) ikomunikacji
społecznej oraz usługi doradztwa związanego zzarządzaniem
podwyższającej wynagrodzenie powyżej kwoty, októrej mowa
wpkt 9;
11) zawarcie umowy ousługi prawne, usługi marketingowe, usługi
wzakresie stosunków międzyludzkich (public relations) ikomunikacji
społecznej oraz usługi doradztwa związanego zzarządzaniem,
wktórych maksymalna wysokość wynagrodzenia nie jest
przewidziana;
12) zawarcie umowy darowizny lub innej umowy opodobnym skutku
owartości przekraczającej 20 000 złotych lub 0,1% sumy aktywów
wrozumieniu ustawy orachunkowości, ustalonych na podstawie
ostatniego zatwierdzonego sprawozdania finansowego;
13) zawarcie umowy zwolnienia zdługu lub innej umowy opodobnym
skutku owartości przekraczającej 50 000 złotych lub 0,1% sumy
aktywów wrozumieniu ustawy orachunkowości, ustalonych na
podstawie ostatniego zatwierdzonego sprawozdania finansowego;
14) wypłata akcjonariuszom zaliczki na poczet przewidywanej
dywidendy.
Zgodnie zpostanowieniami § 8 Regulaminu Rady Nadzorczej przyjęto,
że wcelu wykonywania swoich obowiązków Rada Nadzorcza ma
prawo badać wszystkie dokumenty Spółki, żądać sprawozdań,
dokumentów iwyjaśnień dotyczących Spółki, wszczególności jej
działalności lub majątku oraz dokonywać rewizji stanu majątku
Spółki. Rada Nadzorcza może kierować swoje żądanie zarówno
do Zarządu, prokurentów, jak ipracowników iosób zatrudnionych
wSpółce na podstawie umowy opracę lub wykonujących na rzecz
Spółki wsposób regularny określone czynności na podstawie umowy
odzieło, umowy zlecenia albo innej umowy opodobnym charakterze.
Przedmiotem żądania Rady Nadzorczej mogą być również posiadane
przez Zarząd lub osobę, októrej mowa wzdaniu poprzednim,
informacje, sprawozdania lub wyjaśnienia dotyczące spółek zależnych
oraz spółek powiązanych.
Wcelu zapewnienia prawidłowego wykonywania swoich obowiązków,
Rada Nadzorcza ma prawo zwrócić się zwnioskiem do Zarządu
oopracowanie dla jej potrzeb, na koszt Spółki, ekspertyz iopinii lub
ozatrudnienie doradcy.
Zgodnie znowelizacją przepisów kodeksu spółek handlowych
dopuszczono, aby Rada Nadzorcza mogła podjąć uchwałę wsprawie
zbadania określonego zagadnienia dotyczącego działalności Spółki,
jej majątku lub przygotowania analizy bądź opinii, przez wybranego
doradcę. Walne Zgromadzenie Spółki jest uprawnione do podjęcia
uchwały dotyczącej określenia maksymalnego łącznego kosztu
wynagrodzenia wszystkich doradców Rady Nadzorczej, który Spółka
może ponieść wtrakcie roku obrotowego.
Zgodnie z§ 27 ust. 1 i2 Regulaminu Rady Nadzorczej ORLEN
wprzypadku powstania konfliktu interesów lub możliwości jego
powstania Członek Rady Nadzorczej powinien poinformować
otym pozostałych członków Rady Nadzorczej, powstrzymać się
od zabierania głosu wdyskusji oraz od udziału wgłosowaniu nad
uchwałą wsprawie, wktórej zaistniał lub może zaistnieć konflikt
interesów zażądać zaznaczenia tego wprotokole. Naruszenie
postanowień zdania poprzedniego nie powoduje nieważności
uchwały Rady Nadzorczej. Wprzypadku wątpliwości co do istnienia
konfliktu interesów sprawę rozstrzyga Rada Nadzorcza wdrodze
uchwały.
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
343Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8.8.3. Komitety Rady Nadzorczej
Rada Nadzorcza ORLEN może powoływać komitety stałe lub ad hoc,
działające jako jej kolegialne organy doradcze iopiniotwórcze.
Wramach Rady Nadzorczej ORLEN działają następujące komitety
stałe:
• Komitet Audytu,
• Komitet ds. Strategii iRozwoju,
• Komitet ds. Nominacji iWynagrodzeń,
• Komitet ds. Ładu Korporacyjnego,
• Komitet ds. Odpowiedzialności Społecznej iŚrodowiskowej
(zmieniona nazwa dotychczasowego Komitetu ds. Społecznej
Odpowiedzialności Biznesu, zmiana dokonana przez Radę
Nadzorczą wdniu 25 maja 2023 roku),
• Komitet ds. Sponsoringu Sportowego (powołany przez Radę
Nadzorczą wdniu 27 stycznia 2023 roku),
• Komitet ds. Bezpieczeństwa (powołany przez Radę Nadzorczą
wdniu 11 lipca 2023 roku).
Skład Komitetów Rady Nadzorczej ORLEN
Skład osobowy Komitetów Rady Nadzorczej ORLEN na 1 stycznia 2023 roku oraz 31 grudnia 2023 roku
Imię inazwisko Funkcja pełniona wKomitecie Rady Nadzorczej ORLEN
Komitet Audytu
Andrzej Kapała
• Przewodniczący Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Barbara Jarzembowska
• Członek Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Jadwiga Lesisz
• Członek Komitetu
Michał Klimaszewski
• Członek Komitetu do dnia 31.10.2023 roku, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Janina Goss
• Członek Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej (od dnia 27.01.2023 roku do 13.12.2023
roku wKomitecie)
Komitet ds. Strategii iRozwoju
Michał Klimaszewski
• Przewodniczący Komitetu do dnia 31.10.2023 roku, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Wojciech Jasiński
• Członek Komitetu
Andrzej Kapała
• Członek Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Anna Sakowicz-Kacz
• Członek Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej, Przewodnicząca Komitetu od dnia
23 listopada 2023 roku
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
TABELA 87
Każdy Komitet powoływany jest przez Radę Nadzorczą spośród jej
członków. Komitet wybiera, wdrodze uchwały, przewodniczącego
Komitetu spośród swoich członków. Wskład Komitetu wchodzi co
najmniej 3 członków.
Pierwsze posiedzenie Komitetu zwołuje przewodniczący Rady
Nadzorczej lub inny wskazany przez niego członek Rady Nadzorczej.
Pracami Komitetu kieruje przewodniczący Komitetu. Sprawuje
on również nadzór nad przygotowywaniem porządku obrad,
organizowaniem dystrybucji dokumentów isporządzaniem protokołów
zposiedzeń Komitetu, korzystając wpowyższym zakresie ze wsparcia
Zespołu do spraw obsługi Rady Nadzorczej.
344Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Komitet ds. Nominacji iWynagrodzeń
Wojciech Jasiński
• Przewodniczący Komitetu
Andrzej Szumański
• Członek Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Anna Sakowicz-Kacz
• Członek Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Michał Klimaszewski
• Członek Komitetu do dnia 31.10.2023 roku, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Anna Wójcik
• Członek Komitetu
Komitet ds. Ładu Korporacyjnego
Andrzej Szumański
• Przewodniczący Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Andrzej Kapała
• Członek Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Barbara Jarzembowska
• Członek Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Roman Kusz
• Członek Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Komitet ds. Odpowiedzialności Społecznej iŚrodowiskowej
Jadwiga Lesisz
• Przewodnicząca Komitetu
Anna Wójcik
• Członek Komitetu
Michał Klimaszewski
• Członek Komitetu do dnia 31.10.2023 roku, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Roman Kusz
• Członek Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Komitet ds. Sponsoringu Sportowego (od dnia 27.01.2023)
Roman Kusz
• Przewodniczący Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Janina Goss
• Członek Komitetu do dnia 13.12.2023 roku, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Anna Wójcik
• Członek Komitetu
Anna Sakowicz-Kacz
• Członek Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Michał Klimaszewski
• Członek Komitetu do dnia 31.10.2023 roku, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
345Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Wzwiązku zopisanymi powyżej zmianami, jakie nastąpiły wskładzie
Rady Nadzorczej Spółki wstyczniu ilutym 2024 roku, zmienił
się także skład komitetów Rady Nadzorczej. Wykaz członków
poszczególnych komitetów Rady Nadzorczej aktualny na dzień
autoryzacji Sprawozdania zamieszczono poniżej.
Skład osobowy Komitetów Rady Nadzorczej ORLEN na dzień autoryzacji Sprawozdania
Imię inazwisko Funkcja pełniona wKomitecie Rady Nadzorczej ORLEN
Komitet Audytu
Ewa Gąsiorek
• Przewodniczący Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Katarzyna Łobos
• Członek Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Ireneusz Sitarski
• Członek Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Mikołaj Pietrzak
• Członek Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Komitet ds. Strategii iRozwoju
Wojciech Popiołek
• Członek Komitetu, Przewodniczący Rady Nadzorczej, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Ireneusz Sitarski
• Członek Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Kazimierz Mordaszewski
• Członek Komitetu
Tomasz Zieliński
• Członek Komitetu
Komitet ds. Nominacji iWynagrodzeń
Michał Gajdus
• Przewodniczący Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Katarzyna Łobos
• Członek Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Mikołaj Pietrzak
• Członek Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
TABELA 88
Komitet ds. Bezpieczeństwa (od dnia 11.07.2023)
Wojciech Jasiński
• Przewodniczący Komitetu,
Janina Goss
• Członek Komitetu do dnia 13.12.2023 roku, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Jadwiga Lesisz
• Członek Komitetu
Michał Klimaszewski
• Członek Komitetu do dnia 31.10.2023 roku, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
346Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Komitet ds. Ładu Korporacyjnego
Wojciech Popiołek
• Przewodniczący Komitetu, Przewodniczący Rady Nadzorczej, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Ewa Gąsiorek
• Członek Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Michał Gajdus
• Członek Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Komitet ds. Odpowiedzialności Społecznej iŚrodowiskowej
Mikołaj Pietrzak
• Przewodniczący Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Wojciech Popiołek
• Członek Komitetu, Przewodniczący Rady Nadzorczej, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Michał Gajdus
• Członek Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Tomasz Zieliński
• Członek Komitetu
Ireneusz Sitarski
• Członek Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Komitet ds. Sponsoringu Sportowego
Michał Gajdus
• Przewodniczący Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Kazimierz Mordaszewski
• Członek Komitetu
Wojciech Popiołek
• Członek Komitetu, Przewodniczący Rady Nadzorczej, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Komitet ds. Bezpieczeństwa
Kazimierz Mordaszewski
• Członek Komitetu
Ewa Gąsiorek
• Członek Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
Katarzyna Łobos
• Członek Komitetu, Niezależny Członek Rady Nadzorczej
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
347Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8.8.4. Komitet Audytu
Zadaniem Komitetu Audytu jest doradztwo na rzecz Rady Nadzorczej
wkwestiach właściwego wdrażania zasad sprawozdawczości
budżetowej ifinansowej oraz kontroli wewnętrznej Spółki oraz grupy
kapitałowej (wrozumieniu ustawy orachunkowości) iwspółpraca
zbiegłymi rewidentami Spółki.
Posiedzenia Komitetu Audytu odbywają się nie rzadziej niż raz
na kwartał, każdorazowo przed opublikowaniem przez Spółkę
sprawozdań finansowych.
Zgodnie zpostanowieniami Regulaminu Rady Nadzorczej ORLEN S.A.
większość członków Komitetu Audytu, wtym jego Przewodniczący,
powinna spełniać kryteria niezależności wskazane wStatucie
Spółki, DPSN 2021 oraz ustawie obiegłych rewidentach, firmach
audytorskich oraz onadzorze publicznym. Zgodnie zRegulaminem
Rady Nadzorczej ORLEN S.A. oraz ustawą obiegłych rewidentach
przynajmniej jeden członek Komitetu Audytu posiada wiedzę
iumiejętności zzakresu branży, wktórej działa Spółka, lub
poszczególni członkowie wokreślonych zakresach posiadają wiedzę
iumiejętności zzakresu tej branży. Przynajmniej jeden Członek
Komitetu Audytu powinien posiadać wiedzę iumiejętności wzakresie
rachunkowości lub badania sprawozdań finansowych. Komitet Audytu
ORLEN S.A. wykonuje wszystkie zadania wymagane przez ustawę
obiegłych rewidentach
1
.
Komitet Audytu w2023 roku składał się z5 członków. Czworo
Członków spełniało kryteria niezależności określone wustawie
obiegłych rewidentach
1
, troje Członków Komitetu posiadało wiedzę
iumiejętności wzakresie rachunkowości lub badania sprawozdań
finansowych, oczym świadczyło zdobyte przez nich wykształcenie
idoświadczenie zawodowe. Czworo Członków Komitetu Audytu
posiadało wiedzę na temat branży, wktórej działa Spółka, dzięki
swemu bogatemu doświadczeniu zawodowemu, m.in. także
poprzez długoletnie członkostwo wRadzie Nadzorczej ORLEN.
Zatem wszystkie wymagania odnośnie do kwalifikacji Członków
Komitetu Audytu, zarówno przewidziane wprzepisach powszechnie
obowiązujących, jak iwregulacjach wewnętrznych Spółki zostały
spełnione.
1) Ustawa zdnia 11 maja 2017 r. obiegłych rewidentach, firmach audytorskich oraz nadzorze publicznym (tj. Dz.U. 2023 poz. 1015 zpóźn. zm.)
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
Skład Komitetu Audytu w2023 roku
Data powołania do Członek Komitetu Audytu
Imię inazwisko Rady Nadzorczej Komitetu Audytu
Spełnia kryteria
niezależności
określone
wustawie
obiegłych
rewidentach
Posiada wiedzę
iumiejętności
wzakresie
rachunkowości
lub badania
sprawozdań
finansowych
Posiada wiedzę
iumiejętności
zzakresu branży,
wktórej działa
Spółka
Andrzej Kapała
26 czerwca 2018
roku
19 lipca 2018 roku tak tak tak
Barbara
Jarzembowska
14 czerwca 2019
roku
27 czerwca 2019
roku
tak nie tak
Jadwiga Lesisz
2 lutego 2018 roku 26 lutego 2018
roku
nie tak tak
Michał
Klimaszewski
do 31.10.2023 roku
14 czerwca 2019
roku
18 lipca 2019
roku
tak nie tak
Janina Goss
do 13.12.2023 roku
11 stycznia 2023
roku
27 stycznia 2023
roku
tak tak nie
TABELA 89
348Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
Skład Komitetu Audytu na dzień autoryzacji Sprawozdania
Data powołania do Członek Komitetu Audytu
Imię inazwisko Rady Nadzorczej Komitetu Audytu
Spełnia kryteria
niezależności
określone
wustawie
obiegłych
rewidentach
Posiada wiedzę
iumiejętności
wzakresie
rachunkowości
lub badania
sprawozdań
finansowych
Posiada wiedzę
iumiejętności
zzakresu branży,
wktórej działa
Spółka
Ewa Gąsiorek
6 lutego 2024 roku 6 lutego 2024 roku tak tak tak
Katarzyna Łobos
6 lutego 2024 roku 16 lutego 2024 roku tak nie nie
Ireneusz Sitarski
6 lutego 2024 roku 6 lutego 2024 roku tak tak tak
Mikołaj Pietrzak
6 lutego 2024 roku 6 lutego 2024 roku tak nie nie
TABELA 90
Komitet Audytu na dzień autoryzacji Sprawozdania składa się
zczterech członków. Wszyscy członkowie Komitetu Audytu spełniają
kryteria niezależności określone wustawie obiegłych rewidentach,
dwóch Członków Komitetu posiada wiedzę iumiejętności wzakresie
rachunkowości lub badania sprawozdań finansowych, oczym
świadczy zdobyte przez nich wykształcenie idoświadczenie
zawodowe (opis przebiegu edukacji idoświadczenia zawodowego
każdego zczłonków Rady Nadzorczej dostępny jest wpkt. 8.8.2
niniejszego Sprawozdania). Dwóch Członków Komitetu Audytu
posiada wiedzę na temat branży, wktórej działa Spółka, dzięki
swemu bogatemu doświadczeniu zawodowemu. Zatem wszystkie
wymagania odnośnie do kwalifikacji Członków Komitetu Audytu,
zarówno przewidziane wprzepisach powszechnie obowiązujących,
jak iwregulacjach wewnętrznych Spółki są spełnione.
W2023 roku Komitet Audytu odbył 17 protokołowanych posiedzeń, na
dwóch posiedzeniach nieobecnych było po jednym członku komitetu.
Zgodnie z§ 13 ust. 5 Regulaminu Rady Nadzorczej Komitet Audytu
podejmował decyzje wdrodze uchwał (5 uchwał).
349Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Wposiedzeniach Komitetu Audytu wroku 2023 oprócz członków
Komitetu udział brali również inni członkowie Rady Nadzorczej,
członkowie Zarządu, dyrektorzy wykonawczy idyrektorzy biur oraz
biegły rewident.
Zgodnie ztreścią § 15 Regulaminu Rady Nadzorczej zadaniem
Komitetu Audytu jest m.in. doradztwo na rzecz Rady Nadzorczej
wkwestiach właściwego wdrażania zasad sprawozdawczości
budżetowej ifinansowej oraz kontroli wewnętrznej Spółki oraz Grupy
Kapitałowej ORLEN (wrozumieniu przepisów ustawy orachunkowości)
iwspółpraca zbiegłymi rewidentami Spółki.
W2023 roku Komitet Audytu realizował poszczególne zadania przede
wszystkim poprzez:
• kontrolowanie imonitorowanie firmy audytorskiej pracy biegłych
rewidentów Spółki oraz ich niezależności;
• dokonywanie oceny niezależności biegłego rewidenta oraz
wyrażanie zgody na świadczenie przez niego dozwolonych usług
niebędących badaniem;
• Komitet Audytu przeprowadził proces wyboru firmy audytorskiej
iprzygotował dla Rady Nadzorczej rekomendację wtej sprawie
• przegląd okresowych sprawozdań finansowych Spółki, jak również
rocznego jednostkowego iskonsolidowanego sprawozdania
finansowego ORLEN S.A.
• omawianie wszelkich problemów lub zastrzeżeń, które mogą
wynikać zbadania sprawozdań finansowych
• analizowanie wcyklach kwartalnych wyników uzyskanych przez
Grupę ORLEN wporównaniu zwielkością wyników planowanych;
• zaopiniowanie wniosku Zarządu Spółki wprzedmiocie podziału
zysku netto za rok obrotowy 2022;
• ocenę sytuacji Spółki wujęciu skonsolidowanym, zuwzględnieniem
oceny systemów kontroli wewnętrznej, zarządzania ryzykiem,
compliance oraz funkcji audytu wewnętrznego w2022 roku;
• ocenę wykorzystania majątku trwałego wdziałalności Spółki;
• analizę iocenę funkcjonowania podmiotów Grupy ORLEN, przy
ocenie skonsolidowanego sprawozdania finansowego Grupy
ORLEN;
• przegląd sprawozdania zdziałalności audytu ORLEN S.A. oraz
Spółek Grupy ORLEN;
• omawianie sprawozdań zkontroli finansowych realizowanych
przez Biuro Kontroli Finansowej wObszarze Kontroli Finansowej,
Zarządzania Ryzykiem iZgodnością oraz kontroli wewnętrznych
realizowanych przez Biuro Kontroli iBezpieczeństwa;
• monitorowanie wdrożenia rekomendacji wydanych przez Biuro
Audytu, Biuro Kontroli iBezpieczeństwa oraz Biuro Kontroli
Finansowej wObszarze Kontroli Finansowej, Zarządzania Ryzykiem
iZgodnością;
• omawianie istotnych postępowań sądowych, administracyjnych
iarbitrażowych wORLEN S.A. ispółkach zGrupy ORLEN.
Ponadto Komitet Audytu formułował rekomendacje dla Rady
Nadzorczej ORLEN S.A. wsprawach będących przedmiotem
posiedzeń Rady, ależących wzakresie działania Komitetu Audytu.
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
Zgodnie zRegulaminem Rady Nadzorczej ORLEN Komitet Audytu
każdorazowo wyraża zgodę na świadczenie przez firmę audytorską
badającą sprawozdania finansowe Spółki dozwolonych usług
niebędących badaniem, co jest poprzedzone przeprowadzeniem
oceny niezależności biegłego rewidenta.
Do dnia 25 września 2023 roku audytorem ORLEN S.A.był
Deloitte Audyt sp. zo.o. sp.k. zsiedzibą wWarszawie. Wtym dniu
podpisano porozumienie orozwiązaniu umowy obadanie iprzeglądy
sprawozdań finansowych zawartej 17 kwietnia 2019 roku. Przyczyną
rozwiązania umowy był brak możliwości jej wykonania 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 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 oraz przeprowadzenia przeglądów jednostkowych
sprawozdań finansowych ORLEN S.A. oraz skonsolidowanych
sprawozdań Grupy Kapitałowej ORLEN za IiIII kwartał oraz pierwsze
półrocze 2024 roku. Firma Mazars Audyt Sp. zo.ow2023 roku
nie świadczyła na rzecz ORLEN ani spółek zależnych od ORLEN
dozwolonych usług niebędących badaniem.
W2023 roku, do czasu obowiązywania umowy obadanie iprzeglądy
sprawozdań finansowych Spółki, firma Deloitte Audyt Spółka
zograniczoną odpowiedzialnością Spółka komandytowa świadczyła
na rzecz ORLEN iwybranych spółek Grupy Kapitałowej ORLEN
dozwolone usługi atestacyjne ipokrewne niebędące badaniem,
udzielone zgodnie zobowiązującą procedurą, wtym:
• ocena rocznego sprawozdania owynagrodzeniach Zarządu iRady
Nadzorczej ORLEN za rok 2022;
• ocena rocznego sprawozdania owynagrodzeniach Zarządu iRady
Nadzorczej ENERGA za rok 2022;
• usługa atestacyjna wzakresie weryfikacji sprawozdania
Beneficjenta określonej wProgramie rządowym pod nazwą „Pomoc
dla sektorów energochłonnych związana znagłymi wzrostami cen
gazu ziemnego ienergii elektrycznej w2022 r.” dla ORLEN;
• wydanie Listów Poświadczających, tzw. Comfort Letters, („CLs”)
związanych zplanowaną emisją euroobligacji;
• usługa atestacyjna dotycząca Raportu Zrównoważonego Rozwoju
(Raport ESG) ENERGA;
• przeprowadzenie uzgodnionych procedur obejmujących
weryfikację wskaźników umowy kredytowej ENERGA S.A.;
• badanie wybranych elementów sprawozdania zaktualizacji
Wartości Regulacyjnej aktywów (WRA) oraz Wartości Regulacyjnej
aktywów AMI (WRA AMI) za rok 2022 Energa Operator;
• usługa atestacyjna wzakresie weryfikacji bilansu otwarcia
przygotowanego przez ORLEN Unipetrol RPA s.r.o.;
• usługa doradcza polegająca na wykonaniu feasibility study
zagospodarowania gruntów przy ulicy Argentynskiej na rzecz
ORLEN Unipetrol RPA s.r.o.;
350Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
• usługa atestacyjna związana zpołączeniem Lotos Norway zPGNiG
Norge wymagana przez Norwegian Private Limited Liability
Companies;
• weryfikacja kowenantów dot. umów finansowania ORLEN S.A.
(Oddział PGNiG) na dzień 31.12.2022 roku;
• weryfikacja dokumentów niezbędnych do odzyskania przez ORLEN
Lietuva środków zPublic Serwis Obligation;
• audyt opakowania produktu naftowego ORLEN Deutschland GmbH.
8.8.5. Polityka wyboru firmy
audytorskiej
W2022 roku przygotowano aktualizację polityki dotyczącej wyboru
firmy audytorskiej wORLEN S.A., która została zatwierdzona przez
Radę Nadzorczą Spółki wdniu 27 stycznia 2023 roku.
Podstawą wyboru firmy audytorskiej do badań przeglądów
sprawozdań finansowych przez Radę Nadzorczą ORLEN S.A. są
obowiązujące przepisy prawa, wtym Rozporządzenie Parlamentu
Europejskiego iRady (UE) nr 537/2014 zdnia 16 kwietnia 2014 roku
wsprawie szczegółowych wymogów dotyczących ustawowych
badań sprawozdań finansowych jednostek interesu publicznego
1
oraz
ustawa obiegłych rewidentach, firmach audytorskich oraz nadzorze
publicznym
2
.
Badaniom iprzeglądom podlegają jednostkowe iskonsolidowane
sprawozdania finansowe ORLEN S.A. wzakresie:
• przegląd raportów za IiIII kwartał,
• przegląd raportów za Ipółrocze,
• badanie rocznych sprawozdań finansowych
• oraz badanie, wramach badania sprawozdań rocznych,
prawidłowości wydatkowania otrzymanej pomocy publicznej (jeżeli
dotyczy).
Rada Nadzorcza Spółki wybiera firmę audytorską na podstawie
rekomendacji Komitetu Audytu Rady Nadzorczej. Rekomendacja
Komitetu Audytu Rady Nadzorczej zawiera uzasadnienie iprzynajmniej
dwie możliwości powierzenia zlecenia badania wraz znależycie
uzasadnioną preferencją wobec jednej znich oraz wszelkie ustalenia
lub wnioski zawarte wrocznym sprawozdaniu Polskiej Agencji
Nadzoru Audytowego mogące wpłynąć na wybór firmy audytorskiej.
Komitet Audytu Rady Nadzorczej przedstawia tę rekomendację po
przeprowadzeniu procedury wyboru firmy audytorskiej do badań
przeglądów sprawozdań finansowych ORLEN S.A.
Komitet Audytu Rady Nadzorczej przygotowuje także sprawozdanie
dokumentujące przebieg postępowania ipotwierdzające
przeprowadzenie go zgodnie zobowiązującą wSpółce polityką
iprocedurą wyboru firmy audytorskie do badań iprzeglądów
sprawozdań finansowych ORLEN S.A.
Wybór firmy audytorskiej do badań przeglądów sprawozdań
finansowych powinien zostać przeprowadzony wtakim terminie,
aby biegły rewident przeprowadzający badanie mógł wziąć udział
wrocznej inwentaryzacji znaczących składników majątkowych
zwyłączeniem trybu awaryjnego wyboru nowej firmy audytorskiej
spowodowanej wystąpieniem utraty przez dotychczas badającą
sprawozdania finansowe firmę audytorską uprawnień do
przeprowadzenia takiego badania.
Pierwsza umowa zfirmą audytorską do badań przeglądów
sprawozdań finansowych nie może być zawarta na okres krótszy
niż 2 lata, zmożliwością jej przedłużenia na kolejne co najmniej
dwuletnie okresy po uzyskaniu zgody Rady Nadzorczej. Maksymalny
czas nieprzerwanego trwania zleceń badań iprzeglądów sprawozdań
finansowych przeprowadzanych przez tę sam firmę audytorską nie
może przekraczać 10 lat.
Natomiast kluczowy biegły rewident nie może przeprowadzać
badania iprzeglądów sprawozdań finansowych ORLEN S.A. przez
okres dłuższy niż 5 lat. Kluczowy biegły rewident może ponownie
przeprowadzać badanie wORLEN S.A. po upływie co najmniej 3 lat od
zakończenia ostatniego badania iprzeglądu.
Umowę zfirmą audytorską zawiera Zarząd ORLEN S.A. na warunkach
przyjętych przez Radę Nadzorczą. Wprzypadku konieczności zmiany
zakresu prac badania spowodowanego wszczególności zwiększoną
pracochłonnością prac lub zmiany wynagrodzenia audytora decyzję
ozmianie warunków współpracy zaudytorem podejmuje Rada
Nadzorcza po uzyskaniu rekomendacji Komitetu Audytu. Zarząd
Spółki na warunkach ustalonych przez Radę Nadzorczą zawiera aneks
do umowy zfirmą audytorską.
Wprzypadku podjęcia decyzji okontynuacji współpracy iprzedłużeniu
umowy zdotychczasową firmą audytorską na kolejne okresy Komitet
Audytu Rady Nadzorczej przedstawia odpowiednią rekomendację
Radzie Nadzorczej. Decyzję oprzedłużeniu umowy podejmuje Rada
Nadzorcza po uzyskaniu rekomendacji Komitetu Audytu.
Celem optymalizacji procesu oraz kosztów przeprowadzenia
badań sprawozdań finansowych wkluczowych spółkach Grupy
ORLEN zalecane jest, by badanie ich sprawozdań finansowych
przeprowadziła ta sama firm audytorska, która badać będzie
sprawozdania finansowe ORLEN.
WSpółce obowiązuje także szczegółowa procedura wyboru firmy
audytorskiej do badań iprzeglądów sprawozdań finansowych ORLEN
S.A. Reguluje ona szczegółowe zasady działania oraz zadania
Komitetu Audytu wzwiązku zwyborem firmy audytorskiej. Przewiduje
się także tryb procedowania na wypadek utraty przez firmę
audytorską, badającą sprawozdania finansowe Spółki, uprawnień do
przeprowadzenia takiego badania.
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
1) Rozporządzenie Parlamentu Europejskiego iRady (UE) nr 537/2014 zdnia 16 kwietnia 2014
roku wsprawie szczegółowych wymogów dotyczących ustawowych badań sprawozdań
finansowych jednostek interesu publicznego, uchylające decyzję Komisji 2005/909/WE
(Dziennik Urzędowy Unii Europejskiej 158, 27.5.2014, s. 77–112, zpóźn. zm.)
2) Ustawa zdnia 11 maja 2017 r. obiegłych rewidentach, firmach audytorskich oraz nadzorze
publicznym (tj. Dz.U. 2023 poz. 1015 zpóźn. zm.)
351Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
1) Ustawa zdnia 9 czerwca 2016 r. ozasadach kształtowania wynagrodzeń osób kierujących
niektórymi spółkami (tj. Dz.U. 2020 poz. 1907)
2) Ustawa zdnia 9 czerwca 2016 r. ozasadach kształtowania wynagrodzeń osób kierujących
niektórymi spółkami (tj. Dz.U. 2020 poz. 1907)
8.8.6. Komitet ds. Ładu
Korporacyjnego
Zadaniem Komitetu ds. Ładu Korporacyjnego jest ocena implementacji
zasad ładu korporacyjnego, składanie Radzie Nadzorczej
rekomendacji wzakresie wprowadzania zasad ładu korporacyjnego,
opiniowanie dokumentów dotyczących ładu korporacyjnego, ocena
raportów dotyczących przestrzegania zasad ładu korporacyjnego
przygotowywanych dla Giełdy Papierów Wartościowych wWarszawie
oraz sprawozdań dotyczących przestrzegania dobrych praktyk,
októrych mowa wart. 7 ust. 3 pkt 2 ustawy ozasadach zarządzania
mieniem państwowym, opiniowanie propozycji zmian dotyczących
dokumentów korporacyjnych Spółki oraz opracowywanie propozycji
takich zmian wprzypadku dokumentów własnych Rady Nadzorczej,
monitorowanie zarządzania Spółką pod kątem zgodności zwymogami
prawnymi iregulacyjnymi, wtym dotyczącymi obowiązków
informacyjnych na rynku kapitałowym izasadami ładu korporacyjnego.
W2023 roku Komitet ds. Ładu Korporacyjnego odbył 8
protokołowanych posiedzeń.
8.8.7. Komitet ds. Strategii
iRozwoju
Zadaniem Komitetu ds. Strategii iRozwoju jest opiniowanie
iprzedstawianie rekomendacji Radzie Nadzorczej wkwestiach
planowanych inwestycji idezinwestycji mogących mieć istotny wpływ
na Spółkę. Wszczególności do zadań Komitetu należy:
• ocena wpływu planowanych ipodejmowanych inwestycji
idezinwestycji na Spółkę;
• ocena działań, umów, listów intencyjnych iinnych dokumentów
związanych zczynnościami mającymi na celu nabycie, zbycie,
obciążenie lub inny sposób rozporządzania istotnymi aktywami
Spółki;
• opiniowanie wszelkich dokumentów ocharakterze strategicznym
przedkładanych Radzie Nadzorczej przez Zarząd;
• opiniowanie strategii rozwoju Spółki, wtym wieloletnich planów
finansowych.
W2023 roku Komitet ds. Strategii iRozwoju odbył 11 protokołowanych
posiedzeń.
8.8.8. Komitet ds. Nominacji
iWynagrodzeń
Zadaniem Komitetu ds. Nominacji iWynagrodzeń jest wspomaganie
osiągania celów strategicznych Spółki poprzez przedstawianie Radzie
Nadzorczej opinii iwniosków wsprawie kształtowania struktury
zarządzania, wtym kwestii rozwiązań organizacyjnych, systemu
wynagrodzeń oraz doboru kadry okwalifikacjach odpowiednich dla
budowy sukcesu Spółki. Wszczególności do zadań Komitetu ds.
Nominacji iWynagrodzeń należy:
• inicjowanie iopiniowanie rozwiązań wzakresie systemu nominacji
członków Zarządu zgodnie zustawą ozasadach kształtowania
wynagrodzeń osób kierujących niektórymi spółkami
1
;
• opiniowanie proponowanych przez Zarząd rozwiązań wzakresie
systemu zarządzania Spółką, zmierzających do zapewnienia
efektywności, spójności ibezpieczeństwa zarządzania Spółką;
• okresowy przegląd irekomendowanie zasad określania
wynagrodzeń motywacyjnych członków Zarządu iwyższej kadry
kierowniczej, zgodnie zinteresem Spółki oraz ustawą ozasadach
kształtowania wynagrodzeń osób kierujących niektórymi spółkami
2
;
• okresowy przegląd systemu wynagrodzeń członków Zarządu
ikadry kierowniczej podlegającej bezpośrednio członkom Zarządu,
wtym kontraktów menedżerskich isystemów motywacyjnych, oraz
przedkładanie Radzie Nadzorczej propozycji ich kształtowania
wkontekście realizacji celów strategicznych Spółki;
• przedstawianie Radzie Nadzorczej opinii dotyczących uzasadnienia
przyznania wynagrodzenia uzależnionego od wyników wkontekście
oceny stopnia realizacji określonych zadań icelów Spółki;
• ocena systemu zarządzania zasobami ludzkimi wSpółce;
• opiniowanie sprawozdania owynagrodzeniach przedstawiającego
kompleksowy przegląd wynagrodzeń, wtym wszystkich świadczeń,
niezależnie od ich formy, otrzymanych przez poszczególnych
członków Zarządu iRady Nadzorczej lub należnych poszczególnym
członkom Zarządu iRady Nadzorczej wostatnim roku obrotowym,
zgodnie zpolityką wynagrodzeń ustaloną wSpółce.
Większość członków Komitetu ds. Nominacji iWynagrodzeń powinna
być niezależna. Wprzypadku, gdy wskład Komitetu ds. Nominacji
iWynagrodzeń nie wchodzi większość niezależnych członków Rady
Nadzorczej, Przewodniczący Rady Nadzorczej jest Przewodniczącym
Komitetu. Przynajmniej jeden zczłonków Komitetu ds. Nominacji
iWynagrodzeń powinien dysponować wiedzą idoświadczeniem
wdziedzinie polityki wynagrodzeń.
W2023 roku Komitet ds. Nominacji iWynagrodzeń odbył 7
protokołowanych posiedzeń.
352Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
8.8.9. Komitet ds.
Odpowiedzialności Społecznej
iŚrodowiskowej
Zadaniem Komitetu ds. Odpowiedzialności Społecznej
iŚrodowiskowej jest wspomaganie osiągania celów strategicznych
Spółki poprzez uwzględnienie wdziałalności Spółki oraz
wkontaktach zinteresariuszami (m.in. pracownikami, klientami,
dostawcami, akcjonariuszami, społecznością lokalną) aspektów
społecznych, etycznych iśrodowiskowych. Zadaniem Komitetu
ds. Odpowiedzialności Społecznej iŚrodowiskowej jest nadzór
nad realizacją Strategii Zrównoważonego Rozwoju przez Spółkę
poprzez okresową ocenę działalności wprzedmiotowym obszarze,
monitorowanie zarządzania Spółką pod kątem uwzględnienia ryzyk
iszans klimatycznych zgodnie zPolityką Klimatyczną Grupy ORLEN,
monitorowanie zarządzania Spółką pod kątem zgodności zKodeksem
Etyki Grupy Kapitałowej iPolityką Ochrony Praw Człowieka Grupy
ORLEN; przedstawienie Radzie Nadzorczej rekomendacji oceny
zasadności wydatków na sponsoring społeczny oraz darowizny
ponoszone przez Spółkę ijej Grupę wraz zwartością wydatków na
tego rodzaju cele, przyjmowanie raportu rocznego podsumowującego
działania CSR zrealizowane przez Spółkę ijej Grupę.
Rada Nadzorcza wdniu 25 maja 2023 roku zdecydowała ozmianie
nazwy Komitetu ds. Społecznej Odpowiedzialności Biznesu na Komitet
ds. Odpowiedzialności Społecznej iŚrodowiskowej. W2023 roku
Komitet ten odbył 11 protokołowanych posiedzeń.
8.8.10. Komitet ds. Sponsoringu
Sportowego
Komitet ds. Sponsoringu Sportowego został powołany przez Radę
Nadzorczą wdniu 27 stycznia 2023 roku.
Zadaniem Komitetu ds. Sponsoringu Sportowego jest wspomaganie
osiągania celów strategicznych realizowanych poprzez
zaangażowanie środków Spółki wrozwój sportu zawodowego
iamatorskiego lub wspieranie istotnych inicjatyw sportowych celem
budowania marki ORLEN. Wszczególności do zadań Komitetu ds.
Sponsoringu Sportowego należy: monitorowanie działań wzakresie
sponsoringu sportu, prowadzonych przez Spółkę, wtym analiza
działań sponsoringowych wtym obszarze poprzez okresową ocenę
działalności wprzedmiotowym obszarze; przedstawienie Radzie
Nadzorczej rekomendacji oceny zasadności wydatków na sponsoring
sportowy ponoszonych przez Spółkę wraz zwartością wydatków na
tego rodzaju cele; przyjmowanie raportu rocznego podsumowującego
działania sponsoringu sportowego zrealizowane przez Spółkę.
W2023 roku Komitet ds. Sponsoringu Sportowego odbył 9
protokołowanych posiedzeń ipodjął 1 uchwałę.
8.8.11. Komitet ds.
Bezpieczeństwa
Komitet ds. Bezpieczeństwa został powołany przez Radę Nadzorczą
wdniu 11 lipca 2023 roku.
Zadaniem Komitetu ds. Bezpieczeństwa jest wspomaganie osiągania
celów strategicznych wkwestiach bezpieczeństwa gospodarczego,
bezpieczeństwa energetycznego, bezpieczeństwa infrastruktury
iinformacji, cyberbezpieczeństwa oraz bezpieczeństwa fizycznego
Spółki. Wszczególności do zadań Komitetu ds. Bezpieczeństwa
należy monitorowanie istotnych działań prowadzonych przez Spółkę
wzakresie bezpieczeństwa gospodarczego, bezpieczeństwa
energetycznego, bezpieczeństwa infrastruktury iinformacji,
cyberbezpieczeństwa oraz bezpieczeństwa fizycznego Spółki,
przyjmowanie raportu wzakresie realizacji Polityki Bezpieczeństwa
Grupy ORLEN, przyjmowanie raportu wzakresie realizacji Polityki
dotyczącej przeciwdziałania korupcji inadużyciom wGrupie
ORLEN, opiniowanie raportu wzakresie cyberbezpieczeństwa
wORLEN S.A., opiniowanie raportu ostanie ochrony infrastruktury
krytycznej wORLEN S.A., przyjmowanie raportu zczynności
mających na celu zweryfikowanie uzyskanych istotnych informacji
dotyczących potencjalnych nieprawidłowości dotyczących stanu
bezpieczeństwa ORLEN S.A., przyjmowanie raportu zistotnych
informacji irekomendacji ofunkcjonowaniu Grupy ORLEN iotoczeniu
zewnętrznym wzakresie bezpieczeństwa Grupy ORLEN, nadzór nad
systemem zarządzania kryzysowego Grupy ORLEN, zuwzględnieniem
procedur zapewnienia ciągłości działania, omawianie wszelkich
istotnych zagadnień lub zastrzeżeń związanych zbezpieczeństwem
Spółki ijej Grupy, wtym przedstawianie propozycji istotnych działań
na rzecz bezpieczeństwa na poziomie strategicznym, atakże
propozycji udoskonalenia systemu zarządzania bezpieczeństwem
oraz informowanie Rady Nadzorczej owszelkich istotnych kwestiach
wzakresie działalności Komitetu ds. Bezpieczeństwa.
W2023 roku Komitet ds. Bezpieczeństwa odbył 3 protokołowane
posiedzenia ipodjął 2 uchwały.
353Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8.9. Polityka wynagrodzeń
Wynagrodzenie członków Zarządu ORLEN S.A. ustala Rada Nadzorcza
woparciu ouchwałę Walnego Zgromadzenia wzwiązku zustawą
ozasadach kształtowania wynagrodzeń osób kierujących niektórymi
spółkami
1
oraz rekomendacje działającego wjej ramach Komitetu
ds. Nominacji iWynagrodzeń iwoparciu o„Politykę Wynagrodzeń
Członków Zarządu iRady Nadzorczej Polskiego Koncernu Naftowego
ORLEN S.A.” przyjętą uchwałą nr 29 Zwyczajnego Walnego
Zgromadzenia zdnia 5 czerwca 2020 roku zgodnie zustawą oofercie
publicznej iwarunkach wprowadzania instrumentów finansowych do
zorganizowanego system obrotu oraz ospółkach publicznych
2
.
Do głównych elementów systemu wynagrodzeń Członków Zarządu
należą:
• miesięczne wynagrodzenie podstawowe (wynagrodzenie stale),
• wynagrodzenie zmienne uzależnione od poziomu realizacji celów
zarządczych,
• odprawa wynikająca zrozwiązania umowy przez Spółkę,
• odszkodowanie ztytułu zakazu konkurencji.
Na 2023 rok Rada Nadzorcza Spółki wyznaczyła dla wszystkich
Członków Zarządu poniższe cele ilościowe:
• EBITDA wg LIFO Grupy ORLEN,
• Dług netto/EBITDA Grupy ORLEN,
• CAPEX rozwojowy Grupy ORLEN,
• CAPEX utrzymaniowy + Koszty ogólne iosobowe Grupy ORLEN,
• Udział zakupu ropy wformule umów długoterminowych dla Grupy
ORLEN,
• Wskaźnik giełdowy: TSR ORLEN względem rynku,
• Wskaźnik wypadkowości: TRR Grupy ORLEN wraz zkontraktorami
zewnętrznymi, oraz przypisała im odpowiednie progi premiowe.
Rada Nadzorcza dla wszystkich Członków Zarządu ustaliła również
dwa cele jakościowe związane zkluczowymi wyzwaniami Koncernu na
dany rok.
Dodatkowo Rada Nadzorcza - zgodnie zuchwałami Walnego
Zgromadzenia ORLEN S.A. - ustaliła następujące odrębne cele
warunkujące możliwość otrzymania wynagrodzenia zmiennego za
2023 rok:
• stosowanie zasad wynagradzania członków organów
zarządzających inadzorczych zgodnych zprzepisami ustawy
ozasadach kształtowania wynagrodzeń osób kierujących
niektórymi spółkami
3
we wszystkich spółkach Grupy ORLEN,
• realizacja obowiązków, októrych mowa wart. 17-20, art. 22
iart. 23 ustawy ozasadach zarządzania mieniem państwowym
4
,
wpodmiotach zależnych Spółki wrozumieniu art. 4 pkt 3 ustawy
oochronie konkurencji ikonsumentów
5
.
Raz do roku Rada Nadzorcza dokonuje kompleksowego
przeglądu wynagrodzeń isporządza corocznie sprawozdanie
owynagrodzeniach, które jest następnie opiniowane przez Walne
Zgromadzenie ipublikowane.
Politykę wynagradzania opracowuje Zarząd, który przekazuje ją
następnie celem zaopiniowania oraz wprowadzenia ewentualnych
zmian Radzie Nadzorczej. Wdalszej kolejności Rada Nadzorcza
przekazuje opracowany przez siebie projekt Polityki Walnemu
Zgromadzeniu. Ostateczną wersję Polityki przyjmuje Walne
Zgromadzenie. Obowiązujące brzmienie Polityki wynagradzania
zostało ustalone przez Walne Zgromadzenie 5 czerwca 2020 roku
zgodnie zustawą oofercie publicznej iwarunkach wprowadzania
instrumentów finansowych do zorganizowanego systemu obrotu
oraz ospółkach publicznych
6
. Uchwała wsprawie Polityki jest
podejmowana nie rzadziej niż co cztery lata. Istotna zmiana Polityki
wynagrodzeń wymaga jej przyjęcia, wdrodze uchwały, przez Walne
Zgromadzenie.
Zasady premiowania kluczowego personelu
kierowniczego (wtym członków Zarządu)
Regulaminy dotyczące premiowania funkcjonujące dla Zarządu
ORLEN S.A., 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 Kapitałowej ORLEN. Postawione cele mają charakter zarówno
jakościowy, jak iilościowy, isą rozliczane po zakończeniu roku, na
który zostały wyznaczone.
1) Ustawa zdnia 9 czerwca 2016 r. ozasadach kształtowania wynagrodzeń osób kierujących
niektórymi spółkami (tj. Dz.U. 2020 poz. 1907)
2) Ustawa zdnia 29 lipca 2005 r. oofercie publicznej iwarunkach wprowadzania
instrumentów finansowych do zorganizowanego systemu obrotu oraz ospółkach publicznych
(tj. Dz.U. 2022 poz. 2554 zpóźn. zm.)
3) Ustawa zdnia 9 czerwca 2016 r. ozasadach kształtowania wynagrodzeń osób kierujących
niektórymi spółkami (tj. Dz.U. 2020 poz. 1907)
4) Ustawa zdnia 16 grudnia 2016 r. ozasadach zarządzania mieniem państwowym (tj. Dz. U.
Dz.U. 2024 poz. 125)
5) Ustawa zdnia 16 lutego 2007 r. oochronie konkurencji ikonsumentów (tj. Dz.U. 2023 poz.
1689 zpóźn. zm.)
6) Ustawa zdnia 29 lipca 2005 r. oofercie publicznej iwarunkach wprowadzania
instrumentów finansowych do zorganizowanego systemu obrotu oraz ospółkach publicznych
(tj. Dz.U. 2022 poz. 2554 zpóźn. zm.)
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
354Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Wynagrodzenia członków Zarządu iRady
Nadzorczej Spółki ztytułu pełnienia funkcji
we władzach jednostek podporządkowanych
Członkowie Zarządu ORLEN S.A. wokresie pełnienia funkcji
mają obowiązek uzyskać zgodę Rady Nadzorczej na pełnienie
funkcji worganach innych osób prawnych, wtym wfundacjach
lub stowarzyszeniach. Członkowie Zarządu ORLEN S.A. nie
8.10. Polityka różnorodności
W2021 roku „Polityka różnorodności” została wORLEN S.A.
przyjęta wewnętrznym aktem organizacyjnym. Dokument jest
usankcjonowaniem realizowanych od wielu lat działań na rzecz
promowania idei różnorodności. Firma licznymi działaniami
wpowyższym zakresie potwierdza swoją otwartość, mając
jednocześnie świadomość potencjału tkwiącego wróżnorodności.
Nie ma natomiast formalnego dokumentu regulującego kwestie
różnorodności na poziomie Zarządu iRady Nadzorczej ORLEN S.A.
Spółka prezentuje corocznie wskaźniki różnorodności, m.in. dotyczące
płci, wieku, dotyczące członków organów nadzorczych izarządczych
wGrupie Kapitałowej.
WORLEN S.A. kwestie związane zzarządzaniem różnorodnością
dodatkowo uregulowane są wponiższych dokumentach
obowiązujących wSpółce:
• Regulamin Pracy dla ORLEN S.A.;
• Kodeks Etyki Grupy Kapitałowej ORLEN;
• Zakładowy Układ Zbiorowy Pracy dla Pracowników ORLEN S.A.;
• Polityka zarządzania potencjałem Pracowników Grupy ORLEN;
• Strategia CSR dla ORLEN S.A. (zapisy wzakresie zarządzania
rozwojem iróżnorodnością);
• Polityka określająca warunki izasady pracy osób
niepełnosprawnych wORLEN S.A.;
• Polityka zasad udzielania pomocy pracownikom ORLEN S.A.
wsytuacjach kryzysowych;
• Polityka well-beingowa wORLEN S.A.,
• Polityka ochrony praw człowieka wGrupie Kapitałowej ORLEN,
• Odrębny wewnętrzny akt organizacyjny wsprawie programu
Pracodawca Przyjazny Rodzinie.
Celami działań związanymi zzarządzaniem różnorodnością są:
• równe traktowanie pracowników wzatrudnieniu oraz zakaz
dyskryminacji;
• poszanowanie dla różnorodności;
• zarządzanie różnicami kulturowymi;
• otwartość na zatrudnianie osób wykluczonych społecznie
lub zagrożonych marginalizacją na rynku pracy, ułatwianie im
zatrudnienia współkach Grupy ORLEN itym samym podnoszenie
wskaźnika zatrudnienia osób niepełnosprawnych;
• wspieranie inicjatyw pracowniczych związanych zpraktykami
równościowymi wfirmie;
• polityka wynagradzania ipremiowania;
• standardy zatrudniania iwynagradzania oddelegowanych
pracowników, tj. ekspatów iinpatów;
• dostosowanie miejsc pracy do potrzeb pracowników (np. osób
zniepełnosprawnościami, matek karmiących);
• wsparcie dla grup osób znajdujących się wtrudnej sytuacji życiowej;
• działania wspierające równowagę pomiędzy życiem zawodowym
aprywatnym (tzw. Programy Work-Life Balance).
Ponadto polityka różnorodności wORLEN S.A. realizowana jest
poprzez następujące działania:
• organizacja szkoleń otematyce zarządzania różnorodnością;
• uwzględnianie aspektów dot. różnorodności pracowników
wprocesach inarzędziach HR (m.in.: rekrutacja, szkolenia irozwój,
wynagradzanie) oraz kształtowaniu kultury organizacyjnej,
• organizacja Festiwalu różnorodności, podczas którego
firma zachęcała swoich pracowników do udziału wlicznych
aktywnościach, które miały dać szerokie spojrzenie na tematykę
różnorodności worganizacji,
pobierają wynagrodzenia ztytułu pełnienia funkcji członka organu
wpodmiotach zależnych od Spółki wramach grupy kapitałowej
wrozumieniu art. 4 pkt 14 ustawy roku oochronie konkurencji
ikonsumentów
1
.
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
1) Ustawa zdnia 16 lutego 2007 r. oochronie konkurencji ikonsumentów (tj. Dz.U. 2023 poz. 1689 zpóźn. zm.)
355Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
• spotkania indywidualne zekspatami wzakresie zarządzania
różnicami kulturowymi,
• cykliczne przeprowadzanie wśród pracowników badania
zaangażowania isatysfakcji zpracy,
• powołanie zespołu koordynującego przeciwdziałanie mobbingowi
(Komisja Antymobbingowa powoływana przez pracodawcę do
rozpatrywania skarg na wypadek zaistnienia wSpółce zachowań
mobbingowych),
• powołanie funkcji Rzecznika ds. Etyki, do którego można zgłaszać
naruszenia Kodeksu Etyki Grupy Kapitałowej ORLEN (czyli
dotyczących także dyskryminacji imobbingu),
• powołanie Komitetu Kapitału Ludzkiego, który opiniuje,
zatwierdza/przekazuje do zatwierdzenia przez Zarząd ORLEN
S.A. imonitoruje przestrzeganie Kodeksu Etyki Grupy Kapitałowej
ORLEN, wszczególności rozpatruje istotne naruszenia, podejmuje
działania naprawcze, wydaje wytyczne, atakże rozpatruje istotne
zagadnienia dotyczące kwestii etycznych,
• podpisanie przez ORLEN S.A. Karty Różnorodności koordynowanej
przez Forum Odpowiedzialnego Biznesu.
Polityka Ochrony Praw Człowieka
Mając na uwadze, iż:
• finansowanie Strategii ORLEN2030 wymaga wdrożenia strategii
zrównoważonego rozwoju, która porządkuje zarządzanie ESG
wniemal wszystkich obszarach biznesowych, wtym kwestii ochrony
praw człowieka worganizacji;
• cele zrównoważonego rozwoju zostały zaadresowane do
wszystkich Dyrektorów podległych Członkom Zarządu,
wprzypisanych zakresach odpowiedzialności wtegorocznym planie
celów premiowych;
• otoczenie rynkowe (wszczególności agencje ratingowe oraz
międzynarodowe korporacje, zktórymi Grupa ORLEN współpracuje
wrealizacji kluczowych projektów) wyraźnie wskazuje na
konieczność utworzenia dokumentu wrandze Polityki, który
wyraźnie przedstawia stanowisko Grupy wzakresie ochrony praw
człowieka, wkluczowych - spójnych ze standardem światowym –
elementach,
w2022 roku została opracowana iopublikowana Polityka ochrony
praw człowieka wGrupie Kapitałowej ORLEN. Polityka określa
kluczowe zasady działań, zachowań iregulacji, obowiązujących
wGrupie Kapitałowej, które są bezpośrednio lub pośrednio związane
zdbałością oprzestrzeganie praw człowieka wewnątrz organizacji
oraz wrelacjach zinteresariuszami zewnętrznymi.
Zapisy Polityki zostały opracowane woparciu o:
• regulacje wewnętrzne Grupy ORLEN
• ustawodawstwo krajowe
• międzynarodowe standardy iwytyczne, wszczególności
woparciu o:
− Powszechną Deklarację Praw Człowieka,
− Deklarację Międzynarodowej Organizacji Pracy dotyczącą
podstawowych zasad ipraw wpracy, tj. woparciu okluczowe
konwencje Międzynarodowej Organizacji Pracy,
− Wytyczne ONZ dla biznesu, tj. dokument ramowy Organizacji
Narodów Zjednoczonych „Chronić, szanować inaprawiać”,
− Wytyczne Organizacji Współpracy Gospodarczej iRozwoju
(OECD) dla przedsiębiorstw wielonarodowych,
− Standardy Międzynarodowej Korporacji Finansowej (IFC),
− Dziesięć Zasad United Nation Global Compact.
Zakres przedmiotowy Polityki:
• Dbałość oprawa człowieka wGrupie ORLEN wodniesieniu do
pracowników:
− Tworzenie otwartego itolerancyjnego środowiska pracy
− Bezpieczeństwo ihigiena pracy
− Well - being pracowników
− Równość wzatrudnieniu
− Swoboda zrzeszania się iwspółpraca ze stroną społeczną
− Zapobieganie pracy dzieci ipracy przymusowej
− Zapobieganie dyskryminacji, mobbingowi iwszelkim
nieprawidłowościom wmiejscu pracy.
• Ochrona praw człowieka włańcuchu dostaw oraz wrelacjach
zinteresariuszami
− Promowanie ochrony praw człowieka we wszystkich obszarach
działalności Spółki oraz oczekiwanie ich przestrzegania od
wszystkich podmiotów współpracujących.
− Kodeks Postępowania dla Dostawców Grupy Kapitałowej
ORLEN, mający na celu rozwijanie iudoskonalanie
odpowiedzialnych praktyk biznesowych wśród dostawców
Grupy ORLEN.
− Zwiększanie świadomości dostawców na temat wagi dbałości
oprawa człowieka wich własnej działalności, zastrzegając
sobie jednocześnie uprawnienie do prowadzenia weryfikacji
wzakresie ich przestrzegania.
− Równoważenie wpływu działalności biznesowej na
społeczności lokalne, zposzanowaniem odrębnych praw
ludów tubylczych, ze szczególnym uwzględnieniem ich kultur,
stylów życia, instytucji, więzi zojczyzną irozwoju.
− Promowanie rozwiązywania konfliktów na drodze pokojowej
oraz zarządzania działaniami wzakresie bezpieczeństwa
fizycznego wramach prowadzonej działalności.
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
356Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
• Zgłaszanie nieprawidłowości iich rozpatrywanie
− Wdrożenie mechanizmów zgłaszania naruszeń
inieprawidłowości.
− Brak tolerancji dla gróźb, zastraszania, odwetu lub ataków
przeciwko obrońcom praw człowieka izainteresowanym
interesariuszom wzwiązku zdziałalnością Grupy ORLEN.
− Łagodzenie skutków wystąpienia naruszeń iprzeciwdziałanie
takim zjawiskom wprzyszłości poprzez stosowane
metody raportowania ianaliz oraz koordynowanie działań
naprawczych.
• Zobowiązania Grupy oraz monitoring prowadzonych działań
− Prowadzenie procesu należytej staranności wzakresie
przestrzegania praw człowieka wswojej działalności oraz
wrelacjach biznesowych, zuwzględnieniem planowania
irealizacji nowych inwestycji.
− Monitoring skuteczności podjętych działań, woparciu
owskaźniki ilościowe ijakościowe.
− Procesy szkoleniowe dla pracowników mające na
celu budowanie świadomości iwrażliwości wzakresie
przestrzegania praw człowieka.
W2023 roku rozpoczęto wdrażanie Polityki ochrony prawa
człowieka wORLEN S.A. m.in. poprzez skierowaną do pracowników
cykliczną komunikację (tj. intranet, Studio GO!, Magazyn GO!,
mailing, newsletter) oraz obowiązkowe szkolenie umieszczone
na platformie e-learningowej ORLEN. Szkolenie jest rezultatem
współpracy wielu obszarów firmy. Wiedza idoświadczenie każdej
zzaangażowanych komórek organizacyjnych pozwoliły na stworzenie
programu szkoleniowego, który kompleksowo podchodzi do kwestii
praw człowieka wORLENIE. Dodatkowo na stronie obszaru Kadr
wintranecie funkcjonuje zakładka ETYKA IPRAWA CZŁOWIEKA,
wktórej na bieżąco umieszczane są informacje związane zochroną
praw człowieka. Akceptacja Polityki ochrony praw człowieka jest
warunkiem formalnym przystąpienia do procesu zakupowego przez
dostawców. Ponadto od lipca 2023 roku rozpoczęto wdrażanie
Polityki ochrony praw człowieka współkach Grupy ORLEN.
Do 31 grudnia 2023 roku Politykę przyjęło 26 spółek zGrupy ORLEN.
357Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
WStrategii Zrównoważonego Rozwoju na lata 2024-2030 Grupa
ORLEN określiła również swoje podejście icele organizacji
wobszarze odpowiedzialnego zarządzania. Wjednym zfilarów tej
strategii „Zarządzanie”, Spółka zadeklarowała dbanie oróżnorodność
iinkluzywność.
Dodatkowo 14 grudnia 2023 roku Spółka podpisała Kartę
Różnorodności. Jest to międzynarodowa inicjatywa, objęta patronatem
Komisji Europejskiej, która zaistniała w26 krajach Unii Europejskiej.
Celem Karty jest promowanie równości izarządzania różnorodnością
wmiejscu pracy.
Podpisanie Karty zobowiązuje ORLEN do wprowadzenia zakazu
dyskryminacji wmiejscu pracy oraz realizacji działań na rzecz
tworzenia ipromocji różnorodności. Jest także znakiem gotowości
firmy do zaangażowania wte działania wszystkich pracowników oraz
partnerów.
W2021 roku wGrupie ORLEN wprowadzono, wspomnianą wyżej
Politykę różnorodności czyli dokument, który kompleksowo opisuje
podejście Spółki do odmiennych talentów, kompetencji iosobowości
pracowników. Jako świadomy iodpowiedzialny pracodawca, ORLEN
prowadzi także Politykę well-beingową, która zawiera zbiór rozwiązań
mających na celu dbanie odobrostan pracowników. Spółka realizuje
programy na rzecz osób zniepełnosprawnością, wspiera wolontariat
pracowniczy. Pracownicy mogą także skorzystać zPracowni Badań
iWsparcia Psychologicznego. WGrupie ORLEN funkcjonuje jednolity
system etyczny wraz zKodeksem etyki Grupy ORLEN iRzecznikiem
ds. Etyki. Oprócz tego wGrupie ORLEN wdrażana jest również
Polityka ochrony praw człowieka.
Spółka corocznie prezentuje wskaźniki różnorodności organów
nadzorczych izarządczych wGrupie Kapitałowej, zapewniając
porównywalność danych. WRadzie Nadzorczej oraz Zarządzie Spółki
nie jest zachowany wymagany przez kodeks dobrych praktyk warunek
różnorodności płci udział mniejszości na poziomie nie niższym niż
30%.
1) Ustawa zdnia 15 września 2000 r. Kodeks spółek handlowych (tj. Dz.U. 2024 poz. 18)
2) Ustawa zdnia 16 grudnia 2016 r. ozasadach zarządzania mieniem państwowym (tj. Dz.U. 2024 poz. 125)
3) Ustawa zdnia 11 maja 2017 r. obiegłych rewidentach, firmach audytorskich oraz nadzorze publicznym (tj. Dz.U. 2023 poz. 1015 zpóźn. zm.)
Skład zarządów irad nadzorczych współkach zGrupy ORLEN wpodziale wg płci na koniec 2022 roku
oraz na koniec 2023 roku
Zarządy spółek zGrupy ORLEN wg płci
Grupa ORLEN ORLEN S.A.
2023 2022 2023 2022
Kobiety 20% 16% 14% 14%
Mężczyźni 80% 84% 86% 86%
Rady nadzorcze spółek zGrupy ORLEN wg płci
Grupa ORLEN ORLEN S.A.
2023 2022 2023 2022
Kobiety 31% 31% 35% 44%
Mężczyźni 69% 69% 65% 56%
TABELA 91
358Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
8.11. Regulacje dotyczące konfliktu interesów
itransakcji zpodmiotami powiązanymi
WORLEN S.A. oraz Grupie Kapitałowej ORLEN obowiązują
wewnętrzne regulacje dotyczące zarządzania konfliktem interesów,
atakże procedura postępowania wprzypadku zawierania transakcji
istotnych zpodmiotami powiązanymi.
Polityka zarządzania konfliktem interesów wGrupie Kapitałowej
ORLEN określa iwdraża systemowe rozwiązania idziałania służące
zapobieganiu, minimalizacji ieliminowaniu występowania nadużyć
oraz ich wykrywaniu. Zapisy tej polityki definiują konflikt interesów
iwskazują, jakie działania należy podjąć, by proces biznesowy,
wktórym konflikt interesów mógłby wystąpić, był transparentny.
Zapisy dotyczące zarządzania konfliktem interesów ujęte są
także wRegulaminie Zarządu oraz Regulaminie Rady Nadzorczej
ORLEN S.A., atakże Polityce wynagradzania przyjętej przez Walne
Zgromadzenie 5 czerwca 2020 roku zgodnie zustawą oofercie
publicznej iwarunkach wprowadzania instrumentów finansowych
do zorganizowanego systemu obrotu oraz ospółkach publicznych
wzakresie zagadnień normowanych tą Polityką.
Zgodnie zRegulaminem Zarządu, członkowie Zarządu są zobowiązani
informować Radę Nadzorczą okażdym konflikcie interesów
wzwiązku zpełnioną funkcją lub omożliwości jego powstania.
Wrazie sprzeczności interesów Spółki zosobistymi interesami
członka Zarządu, członek Zarządu winien wstrzymać się od udziału
wrozstrzyganiu takich spraw iżądać zaznaczenia tego wprotokole
zposiedzenia Zarządu. Wprzypadku wątpliwości co do istnienia
konfliktu interesów sprawę rozstrzyga Zarząd wdrodze uchwały.
Zgodnie zRegulaminem Zarządu, konflikt interesu rozumiany jest jako
okoliczność, wktórej na podjęcie decyzji przez członka Zarządu może
mieć wpływ osobisty interes członka Zarządu lub jego osoby bliskiej,
tj. małżonka, dzieci, krewnych ipowinowatych do drugiego stopnia
oraz osób, zktórymi jest powiązany osobiście.
Zgodnie zRegulaminem Rady Nadzorczej ORLEN S.A. wprzypadku
powstania konfliktu interesów lub możliwości jego powstania, członek
Rady Nadzorczej powinien poinformować otym pozostałych członków
Rady Nadzorczej, powstrzymać się od zabierania głosu wdyskusji
oraz od udziału wgłosowaniu nad uchwałą wsprawie, wktórej
zaistniał lub może zaistnieć konflikt interesów izażądać zaznaczenia
tego wprotokole. Naruszenie postanowień zdania poprzedniego
nie powoduje nieważności uchwały Rady Nadzorczej. Wprzypadku
wątpliwości co do istnienia konfliktu interesów sprawę rozstrzyga
Rada Nadzorcza wdrodze uchwały.
Zgodnie zaś zPolityką wynagradzania zapobieżeniu wystąpienia
konfliktu interesów wzakresie zagadnień normowanych wPolityce
służy rozdział kompetencyjny przy ustalaniu wysokości izasad
wynagradzania przewidziany wart. 378 i392 kodeksu spółek
handlowych . Wskazanemu celowi służy także monitorowanie,
analizowanie inadzorowanie przez Radę Nadzorczą realizacji
systemu wynagrodzeń oraz świadczeń dodatkowych dla członków
Zarządu woparciu opostanowienia Statutu Spółki iRegulaminu Rady
Nadzorczej.
Wprzypadku zidentyfikowania przez któregokolwiek członka Zarządu
lub członka Rady Nadzorczej prawdopodobieństwa zaistnienia
konfliktu interesów wzakresie zagadnień regulowanych Polityką
wynagradzania, zgłasza on swoje uwagi przewodniczącemu Rady
Nadzorczej. Wtakim przypadku przewodniczący Rady Nadzorczej
podejmuje adekwatne środki zaradcze ad hoc.
WORLEN S.A. obowiązuje także procedura określająca zasady
itryb postępowania wprzypadku zawierania przez ORLEN transakcji
istotnych zpodmiotami powiązanymi Grupy ORLEN. Wskazuje ona
kolejne kroki niezbędne do ustalenia statusu transakcji, wewnętrzny
obieg informacji otakich transakcjach oraz obowiązki informacyjne.
Ponadto zgodnie ze Statutem Spółki podjęcie przez Radę Nadzorczą
uchwał wsprawach:
• świadczenia zjakiegokolwiek tytułu przez Spółkę ijakiekolwiek
podmioty powiązane ze Spółką na rzecz członków Zarządu,
• wyrażenia zgody na zawarcie przez Spółkę istotnej transakcji
(wrozumieniu Statutu Spółki) zpodmiotem powiązanym ze Spółką,
zuwzględnieniem wyłączeń oraz szczegółowych uregulowań
wtym zakresie określonych wRozdziale 4b ustawy oofercie
publicznej iwarunkach wprowadzania instrumentów finansowych
do zorganizowanego systemu obrotu oraz ospółkach publicznych,
oraz zawarcie przez Spółkę lub podmiot zależny od niej umowy
zczłonkiem Zarządu lub Rady Nadzorczej, zwyłączeniem umów
powszechnie zawieranych wdrobnych bieżących sprawach życia
codziennego,
wymaga zgody co najmniej połowy niezależnych członków Rady
Nadzorczej. Postanowienia te nie wyłączają stosowania art. 15 § 1 i2
kodeksu spółek handlowych.
359Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Dodatkowo Rada Nadzorcza:
• wyraża zgodę na zawarcie transakcji istotnej zpodmiotem
powiązanym wrozumieniu ustawy oofercie publicznej iwarunkach
wprowadzania instrumentów finansowych do zorganizowanego
systemu obrotu oraz ospółkach publicznych,
• dokonuje okresowej oceny istotnych transakcji zawieranych
na warunkach rynkowych wramach zwykłej działalności spółki
wORLEN S.A. zgodnie zustawą oofercie publicznej iwarunkach
wprowadzania instrumentów finansowych do zorganizowanego
systemu obrotu oraz ospółkach publicznych,
• wprzypadku, gdy transakcja dokonywana przez Spółkę
zpodmiotem powiązanym wrozumieniu Statutu Spółki
wymaga zgody Rady Nadzorczej, Rada dokonuje oceny, czy
istnieje konieczność uprzedniego zasięgnięcia opinii podmiotu
zewnętrznego, który przeprowadzi wycenę transakcji oraz analizę
jej skutków ekonomicznych,
• wprzypadku, gdy zawarcie przez Spółkę transakcji zpodmiotem
powiązanym wrozumieniu Statutu Spółki wymaga zgody
Walnego Zgromadzenia, Rada Nadzorcza sporządza opinię na
temat zasadności zawarcia takiej transakcji iocenia konieczność
uprzedniego zasięgnięcia opinii podmiotu zewnętrznego,
który przeprowadzi wycenę transakcji oraz analizę jej skutków
ekonomicznych.
8. Oświadczenie ostosowaniu ładu korporacyjnego
360Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
9
Sprawozdanie
na temat informacji
niefinansowych
361Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
9. Sprawozdanie na temat informacji
niefinansowych
Zgodnie zart. 49 b ust 1 iart. 55 ust. 2b-eUstawy oRachunkowości
zdnia 29 września 1994 roku zpóźniejszymi zmianami Jednostka
Dominująca - ORLEN oraz Grupa ORLEN zobowiązana jest do
sporządzenia Sprawozdania na temat informacji niefinansowych za
2023 rok. Sprawozdanie zostanie opublikowane wformie odrębnego
dokumentu (łączącego raport Spółki iGrupy ORLEN) na witrynie
internetowej www.orlen.pl wdniu publikacji Raportu Rocznego Grupy
ORLEN za 2023 rok.
9. Sprawozdanie na temat informacji niefinansowych
362Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
9. Słownik wybranych pojęć branżowych
Słownik pojęć branżowych
Termin Definicja
Baryłka
Jednostka objętości cieczy używana głównie whandlu ropą naftową iprzemyśle naftowym. 1 baryłka
ropy naftowej (1 bbl) = 42 galony amerykańskie = 158,96832 litra.
Bioetanol
Alkohol etylowy otrzymywany zbiomasy lub biodegradowalnych odpadów.
BOE
Ang. barrel of oil equivalent = baryłka ekwiwalentu ropy naftowej.
CLS
Notowanie ropy Candian Light Sweet wEdmonton, wprowincji Alberta.
CODO / COCO
Stacja paliw będąca własnością Spółki, prowadzona przez ajenta (ang. Company Owned Dealer
Operated) / Stacja paliw będąca własnością Spółki iprowadzona przez nią (ang. Comany Owned
Company Operated)
CO
2
e/MJ
Jednostka emisji gazów cieplarnianych.
Destylacja
Metoda rozdzielania fizycznego mieszanin ciekłych, wktórej wykorzystywane jest zjawisko różnic
temperatur wrzenia poszczególnych komponentów wmieszaninie poddawanej rozdzielaniu.
DES
Formuła Delivery ex ship, sprzedający LNG zapewnia dostarczenie statku zsurowcem do portu
wybranego przez kupującego.
Dyferencjał
Liczony na bazie rzeczywistego udziału przerobionych rop. Notowania spot.
DOFO / DODO
Stacja paliw będąca własnością ajenta iprowadzona na zasadzie umowy franszyzy (ang. Dealer
Owned Franchnisee Operated) / Stacja paliw będąca własnością ajenta iprowadzona przez niego
(ang. Dealer Owned Dealer Operated).
CNG
Ang. compressed natural gas – sprężony gaz ziemny.
EIA
Ang. Energy Information Administration – Administacja Informacji Energetycznej wUSA.
EEX
Ang. European Energy Exchange AG – Europejska Giełda Energii wNiemczech
EU ETS
Unijny system handlu uprawnieniami do emisji.
FOB
Formuła Free on board, sprzedający LNG zapewnia dostarczenie surowca na zbiornikowiec wporcie
załadunkowym.
FSRU
Typ pływającej jednostki (ang. Floating Storage Regasification Unit) zdolnej do wyładunku LNG,
procesowego składowania iregazyfikacji LNG, atakże do świadczenia usług dodatkowych.
GHG
Gazy cieplarniane (ang. Greenhouse Gases) – gazowe składniki atmosfery mające zdolność
zatrzymywania energii słonecznej wobrębie atmosfery ziemskiej, które mają wpływ na efekt
cieplarniany.
HENRY HUB
Hub / obszar cenowy wStanach Zjednoczonych.
HVO
Instalacja uwodornienia olejów roślinnych.
Hydrokraking
Katalityczny kraking surowców węglowodorowych wobecności wodoru. Proces ten podnosi uzyski
produktów lekkich zropy naftowej.
TABELA 92
363Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Hydroodsiarczanie
Proces usuwania związków siarki wwyniku kontaktu surowca zwodorem na złożu katalizatora
wwarunkach podwyższonej temperatury
iciśnienia.
ICE
Ang. Intercontinental Exchange - giełda specjalizująca się whandlu energią isurowcami.
Katalizator
Substancja, która przyspiesza (inicjuje) oczekiwaną reakcję chemiczną.
KMB
Kilometr bieżący.
KPMG
Kawernowy podziemny magazyn gazu.
Kraking
Termiczna lub katalityczna przemiana ciężkich lub złożonych węglowodorów wprodukty lekkie ikoks,
co powoduje wzrost wydajności uzysku lekkich produktów zropy naftowej.
LNG
Ang. liquefied natural gas – skroplony gaz ziemny.
MED STRIP
Notowanie ropy Brent.
MMR
Ang. Micro Modular Reactor – mikro, modułowy reaktor jądrowy.
Modelowa marża rafineryjna
Liczona wg formuły (do dnia 31.07.2022): przychody ze sprzedaży produktów (93,5% Produkty = 36%
Benzyna + 43% Olej napędowy + 14,5% Ciężki olej opałowy) - koszty (100% wsadu: ropa ipozostałe
surowce). Całość wsadu przeliczona wg notowań ropy Brent. Notowania rynkowe spot.
Liczona wg formuły (od dnia 01.08.2022).: przychody (93,6% Produkty = 33% Benzyna + 48% Diesel +
13% Ciężki olej opałowy) - koszty (100% wsadu: 98% ropa Brent + 2% gaz ziemny). Notowania rynkowe
spot.
Modelowa marża
petrochemiczna
Liczona wg formuły: przychody ze sprzedaży produktów (98% Produkty = 44% HDPE + 7% LDPE +
35% PP Homo + 12% PP Copo) - koszty (100% wsadu = 75% nafty + 25% LS VGO). Notowania rynkowe
kontrakt.
Modelowa marża olefinowa
Liczona wg formuły: przychody (100% Produkty = 0,85*Etylen*54% + 0,92*Propylen*28% +
0,84*Glikole*9% + 0,81*Butadien*6% + 0,8*Tlenek Etylenu*3%) minus koszty (100% Wsad = 100% Nafta);
ceny produktów wg notowań.
Monomery
Cząsteczki tego samego lub kilku różnych związków chemicznych ostosunkowo niedużej masie
cząsteczkowej, zktórych wwyniku reakcji polimeryzacji powstają polimery; etylen ipropylen.
MWe
Megawat energii elektrycznej.
MWt
Megawat energii cieplnej.
NBP
Ang. National Balancing Point – hub / obszar cenowy wWielkiej Brytanii.
NCG
Ang. NetConnect Germany GmbH & Co. KG – hub / obszar cenowy wNiemczech.
NCI
Ang. Net Carbon Intensity – współczynnik emisji netto ze sprzedanych produktów energetycznych
mierzony wgCO
2
e/MJ dla zakresów emisji 1,2,3.
NCR
Narodowy Cel Redukcyjny – wskaźnik określający minimalną wartość ograniczenia emisji
gazów cieplarnianych wcyklu życia paliw ciekłych, biopaliw ciekłych, gazu skroplonego (LPG),
sprężonego gazu ziemnego (CNG), skroplonego gazu ziemnego (LNG), oleju do silników statków
żeglugi śródlądowej lub wodoru, stosowanych wtransporcie, wprzeliczeniu na jednostkę energii,
rozporządzonych przez dokonanie jakiejkolwiek czynności prawnej lub faktycznej, lub zużytych przez
ten podmiot na potrzeby własne, oraz energii elektrycznej stosowanej wpojazdach samochodowych,
sprzedanej odbiorcy końcowemu lub zużytej przez ten podmiot na potrzeby własne.
9. Słownik wybranych pojęć branżowych
364Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
NCW
Narodowy Cel Wskaźnikowy – wskaźnik określający minimalny udział biokomponentów wdanym roku
kalendarzowym wpaliwach ciekłych ibiopaliwach ciekłych wprowadzanych na rynek lub zużywanych
na potrzeby własne.
NGL
Ang. natural gas liquids – gaz składający się zcięższych niż metan molekuł: etanu, propanu, butanu,
izobutanu itp.
Nm
3
Normalny metr sześcienny gazu.
Odwierty NETTO
Liczba odwiertów skorygowana oudziały innych partnerów.
OECD
Ang. Organisation for Economic Cooperation and Development - Organizacja Współpracy
Gospodarczej iRozwoju.
OPEC
Ang. Organization of the Petroleum Exporting Countries - Organizacja Krajów Eksportujących Ropę
Naftową.
OTC
Nieregulowany rynek pozagiełdowy (ang. Over The Counter Market) na którym transakcje zawierane
są bezpośrednio między uczestnikami rynku, bez prowizji. Na rynku brak jest instytucji nadzorującej.
Handel prowadzony jest przez całą dobę zwyjątkiem weekendów.
PMG
Podziemny magazyn gazu.
Polimery
Substancje chemiczne obardzo dużej masie cząsteczkowej, które składają się zwielokrotnie
powtórzonych jednostek zwanych merami; polietylen ipolipropylen.
SMR
Ang. Small Modular Reactor – technologia małych, modułowych reaktorów jądrowych omocy do 300
MW.
SSLNG
Rynek LNG małej skali (ang. Small-scale liquefied natural gas)
TGE
Towarowa Giełda Energii S.A.
THE
Ang. Trading Hub Europe – hub / obszar cenowy wNiemczech.
TPA
Zasada TPA (zang. Third Party Access), czyli zasada dostępu stron trzecich do sieci energii lub gazu.
Oznacza ona możliwość wykorzystania sieci lokalnego dostawcy energii lub gazu wcelu dostarczenia
klientowi energii lub gazu zakupionych uinnego sprzedawcy.
TRR
Ang. Total Recordable Rate = międzynarodowy wskaźnik wypadkowości wprzedsiębiorstwach
wyznaczany wnastępujący sposób: (ilość wypadków przy pracy wdanym okresie/liczbę
roboczogodzin przepracowanych wtym okresie) x 1 000 000.
TTF
Ang. Title Transfer Facility – hub / obszar cenowy wHolandii.
T1 PSER
Ang. Tier1 Process Safety Events Rate = liczba zdarzeń odużych skutkach wzwiązku zuwolnieniem
substancji do otoczenia x 1 000 000 / ilość roboczogodzin
T2 PSER
Liczba zdarzeń omniejszych skutkach wzwiązku zuwolnieniem substancji do otoczenia x 1 000 000 /
ilość roboczogodzin
WKB
Wskaźnik Kultury Bezpieczeństwa jest liczony jako suma: iloczynu wartości procentowej realizacji celu
dla całkowitego wskaźnika wypadkowości TRR (wskaźnika wypadkowości TRR spółki zkontraktorami)
osiągniętej przez daną spółkę oraz wartości 0,7 (wagi poziomu wypadkowości wWKB);
iloczynu wartości procentowej realizacji celu dla wskaźnika zgłaszania irealizacji zagrożeń WZZ
osiągniętej przez daną spółkę oraz wartości 0,3 (wagi poziomu zgłaszania zagrożeń wWKB).
WTI
Notowanie ropy West Texas Intermediate.
9. Słownik wybranych pojęć branżowych
365Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Słownik pojęć finansowych
Termin Definicja
WIBOR
ang. Warsaw Inter Bank Offered Rate - stopa procentowa przyjęta na polskim rynku międzybankowym
dla kredytów międzybankowych.
EBIT
Zysk/(Strata) zdziałalności operacyjnej.
EBITDA
Zysk/(Strata) zdziałalności operacyjnej powiększony oamortyzację.
Wycena zapasów tzw. efekt
LIFO
Grupa ORLEN wycenia zapasy wsprawozdaniach finansowych zgodnie zMiędzynarodowymi
Standardami Sprawozdawczości Finansowej (MSSF) według metody średnio ważonego kosztu
wytworzenia lub ceny nabycia. Zgodnie zzapisami MSSF wycena zapasów wg LIFO nie jest
dopuszczana do stosowania iwefekcie nie jest stosowana wobowiązującej polityce rachunkowości
itym samym wsprawozdaniach finansowych Grupy ORLEN. Wzwiązku ztym tendencja wzrostowa
cen ropy wpływa pozytywnie, aspadkowa negatywnie na raportowane wyniki. Ztego względu
wniniejszym sprawozdaniu zaprezentowano dodatkowo wyniki operacyjne wg wyceny zapasów
metodą LIFO, co pozwala wyeliminować powyżej opisany wpływ zmian cen ropy naftowej na wyniki
Grupy ORLEN. Wyniki operacyjne wg wyceny zapasów metodą LIFO są kalkulowane głównie
współkach produkcyjnych, wtym: wORLEN, Grupie ORLEN Unipetrol, Grupie ORLEN Lietuva, Grupie
ORLEN Południe iwGrupie ORLEN Oil.
Kapitał pracujący (ujęcie
bilansowe)
zapasy + należności ztytułu dostaw iusług oraz pozostałe - zobowiązania ztytułu dostaw iusług oraz
pozostałe
Zmiana kapitału pracującego
(ujęcie cash flow)
zmiana stanu należności + zmiana stanu zapasów + zmiana stanu zobowiązań
Nakłady Inwestycyjne / CAPEX
Zwiększenie rzeczowych aktywów trwałych, wartości niematerialnych, nieruchomości inwestycyjne
oraz prawo wieczystego użytkowania gruntów wraz zkapitalizacją kosztów finansowania
zewnętrznego.
9. Słownik wybranych pojęć branżowych ifinansowych
TABELA 93
Upstream
Działalność poszukiwawczo-wydobywcza węglowodorów.
URAL RDAM (URAL CIF
ROTTERDAM)
Notowanie ropy Ural wRotterdamie.
URE
Urząd Regulacji Energetyki.
Visbreaking
Proces termicznego rozkładu gudronu, czyli oleju ciężkiego będącego pozostałością procesu
destylacji próżniowej ropy naftowej. Wwyniku procesu destylacji mieszaniny poreakcyjnej uzyskuje
się frakcje benzynowe ioleju napędowego. Powstały wtrakcie procesu gaz jest oddzielany ipo
oczyszczeniu zzawartości związków siarki wykorzystany jako paliwo technologiczne do podgrzewania
surowca (ropy) wprocesach rafinacji.
Węglowodory
Związki organiczne zbudowane zwęgla iwodoru. Ropa naftowa igaz ziemny są mieszaninami
węglowodorów.
Wysokosprawna kogeneracja
Wytwarzanie energii elektrycznej lub mechanicznej iciepła użytkowego wkogeneracji, które
zapewnia oszczędność energii pierwotnej zużywanej wjednostce kogeneracji wwysokości
nie mniejszej niż 10% wporównaniu zwytwarzaniem energii elektrycznej iciepła wukładach
rozdzielonych lub wjednostce kogeneracji omocy zainstalowanej elektrycznej poniżej 1 MW
wporównaniu zwytwarzaniem energii elektrycznej iciepła wukładach rozdzielonych.
366Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
9. Słownik wybranych wskaźników finansowych
Wskaźniki finansowe
Termin Definicja
ROA
zysk netto/aktywa ogółem x 100%
ROE
zysk netto/kapitał własny x 100%
ROACE
zysk operacyjny po opodatkowaniu przed odpisem aktualizującym wartość aktywów trwałych
/ średni kapitał zaangażowany (kapitał własny + dług netto).
ROACE LIFO
zysk operacyjny wg LIFO po opodatkowaniu przed odpisem aktualizującym wartość aktywów trwałych
/ średni kapitał zaangażowany (kapitał własny + dług netto).
Rentowność sprzedaży
BRUTTO
zysk przed opodatkowaniem / przychody ze sprzedaży x 100%
Rentowność sprzedaży NETTO
zysk netto / przychody ze sprzedaży x 100%
Płynność bieżąca
aktywa obrotowe/zobowiązania krótkoterminowe
Płynność szybka
(aktywa obrotowe – zapasy) / zobowiązania krótkoterminowe
Kapitał pracujący NETTO
należności ztyt. dostaw iusług + zapasy - zobowiązania ztyt. dostaw iusług
Szybkość obrotu należności
średni stan należności ztytułu dostaw iusług netto / przychody netto ze sprzedaży x 365 dni
Szybkość obrotu zobowiązań
średni stan zobowiązań ztytułu dostaw iusług/koszt własny sprzedaży x 365 dni
Szybkość obrotu zapasów
średni stan zapasów / przychody ze sprzedaży x 365 dni
Szybkość obrotum majątku
przychody ze sprzedaży / średni stan aktywów
Dług NETTO
długoterminowe kredyty, pożyczki iobligacje + krótkoterminowe kredyty ipożyczki - środki pieniężne
iich ekwiwalenty
Dług NETTO / EBITDA
dług netto do EBITDA przed odpisami aktualizującymi netto, skorygowany owyłączenia zgodnie
zdefinicjami poszczególnych składników zumów kredytowych
Dźwignia finansowa NETTO
dług netto / kapitał własny x 100%
TABELA 94
Słownik skrótów idefinicji znajduje się również na stronie internetowej
Spółki: http://www.orlen.pl.
367Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
10
Zatwierdzenie
Sprawozdania
Zarządu zdziałalności
Grupy ORLEN
iORLEN S.A.
368Sprawozdanie Zarządu z działalności Grupy ORLEN i ORLEN S.A. za 2023 rok
Zarząd ORLEN S.A. oświadcza, iż niniejsze Sprawozdanie Zarządu zdziałalności Grupy ORLEN iORLEN S.A. za 2023 rok zawiera prawdziwy obraz
rozwoju iosiągnięć oraz sytuacji Grupy oraz ORLEN S.A., wtym opis podstawowych zagrożeń iryzyk.
Niniejsze Sprawozdanie Zarządu zdziałalności Grupy ORLEN iORLEN S.A. zostało zatwierdzone przez Zarząd Jednostki Dominującej wdniu
24 kwietnia 2024 roku.
Ireneusz Fąfara
Prezes Zarządu
Witold Literacki
Wiceprezes Zarządu
Józef Węgrecki
Członek Zarządu
Kazimierz Mordaszewski
Członek Rady Nadzorczej
delegowany do czasowego wykonywania
czynności Członka Zarządu
Tomasz Zieliński
Członek Rady Nadzorczej
delegowany do czasowego wykonywania
czynności Członka Zarządu
......................................................... .........................................................
.........................................................
......................................................... .........................................................
10. Zatwierdzenie Sprawozdania
Zarządu zdziałalności Grupy ORLEN
iORLEN S.A.
10. Zatwierdzenie Sprawozdania Zarządu zdziałalności Grupy ORLEN iORLEN S.A.