Zintegrowany Raport Roczny Grupy Kapitałowej LOTOS 2016

Grupa zalicza rzeczowe aktywa trwałe do aktywów z tytułu poszukiwania i oceny zasobów mineralnych do czasu, gdy uzyska pewność technicznej wykonalności i ekonomicznej zasadności wydobywania odkrytych zasobów.

Informacja dotycząca utraty wartości aktywów pola gazowego Sleipner w Norwegii

Na dzień 31 grudnia 2016 roku Grupa przeprowadziła test na utratę wartości będącego w fazie przygotowania do zagospodarowania złoża Utgard (dawniej Alfa Sentral). Test przeprowadzono z wykorzystaniem tych samych założeń, jak dla aktywów produkcyjnych związanych z wydobyciem zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego, przyjmując iż:

• okres prognozy przepływów pieniężnych odpowiada okresowi planowanej eksploatacji, 
• stopa dyskonta odpowiada średnioważonemu kosztowi kapitału i skalkulowana została na poziomie 7,63% po uwzględnieniu opodatkowania krańcową stopą opodatkowania 78% (obowiązującą w Norwegii), 
• wolumeny produkcji i sprzedaży, poziom nakładów inwestycyjnych, poziom kosztów operacyjnych oraz kosztów likwidacji złoża zgodnie z prognozami operatorów danego złoża.

Zastosowano następujące założenia cenowe: 

- dla ropy naftowej w USD/bbl (za baryłkę ropy):

• na lata 2017 – 2019 na poziomie zgodnym z założeniami cenowymi dostępnych rynkowych scenariuszy, 
• od roku 2020 ceny ropy naftowej przyjęto przy założeniu braku zmienności notowań w długim okresie kontynuując poziom zbliżony z rokiem 2019 skorygowany o indeks inflacji; 

- dla gazu ziemnego w p/th (pence/thermal units):

• na lata 2017 – 2019 na poziomie zgodnym z założeniami cenowymi dostępnych rynkowych scenariuszy, a od roku 2020 przy założeniu braku zmienności notowań w długim okresie kontynuując poziom zbliżony z rokiem 2019 skorygowany o indeks inflacji.

Przyjęty na potrzeby testu na utratę wartości kurs USD/NOK jest kursem krzyżowym skalkulowany na podstawie krzywych forward dla par walutowych EUR/USD oraz EUR/NOK.

Przeprowadzona weryfikacja wartości odzyskiwalnej wykazała konieczność dokonania odpisu aktualizującego wartość tych aktywów w kwocie 67.615 tys. zł (143.100 tys. NOK), patrz nota 9.4.

W związku z dużą zmiennością rynku, w szczególności cen ropy naftowej i gazu ziemnego, istnieje możliwość wystąpienia racjonalnie uzasadnionych zmian przyjętych założeń, które mogą spowodować konieczność aktualizacji wartości bilansowej aktywów złoża Utgard. W celu określenia wpływu kluczowych czynników na wyniki testu przeprowadzono analizę wrażliwości przy następujących założeniach: cena ropy naftowej i gazu ziemnego +/- 15%, wolumen produkcji +/- 15%, kurs USD/NOK +/- 15%. Poniżej przedstawiono szacowane zmiany odnośnie poziomu odpisy aktualizującego na zmianę kluczowych założeń:

13.2.2 Aktywa produkcyjne związane z wydobyciem zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego

Informacja na temat testów na utratę wartości aktywów złoża B-8 na Morzu Bałtyckim

Na dzień 31 grudnia 2016 roku, jak również na dzień 31 grudnia 2015 roku  Grupa przeprowadzała testy na utratę wartości aktywów związanych z wydobyciem zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego na złożu B-8.

Główne założenia przyjęte do ustalenia wartości odzyskiwalnej testowanych aktywów były następujące:

• okres prognozy przepływów pieniężnych odpowiada okresowi planowanej eksploatacji, 
• stopa dyskonta odpowiada średnioważonemu kosztowi kapitału i skalkulowana została na poziomie 10,07% (2015: 9,70 %) po uwzględnieniu opodatkowania krańcową stopą opodatkowania 19%, 
• wolumeny produkcji zgodne z niezależnym raportem złożowym przygotowanym przez Miller & Lents z uwzględnieniem aktualnej informacji geologicznej, 
• wolumeny sprzedaży, poziom nakładów inwestycyjnych, poziom kosztów operacyjnych oraz kosztów likwidacji złoża zgodnie z aktualnymi prognozami dotyczącymi złoża B-8.

Na potrzeby szacunków testu na dzień 31 grudnia 2016 roku przyjęto następujące założenia cenowe: 

- dla ropy naftowej w USD/bbl (za baryłkę ropy, ang. barrel of oil equivalent): 

• na lata 2017 – 2022 na poziomie zgodnym z założeniami cenowymi dostępnych rynkowych scenariuszy, 
• od roku 2023 ceny ropy naftowej przyjęto przy założeniu braku zmienności notowań w długim okresie kontynuując poziom zbliżony z rokiem 2022 skorygowany o indeks inflacji.

Na potrzeby szacunków testu na dzień 31 grudnia 2015 założenia były następujące:

- dla ropy naftowej w USD/bbl (za baryłkę ropy, ang. barrel of oil equivalent):

• na lata 2016 – 2019 na poziomie zgodnym z założeniami cenowymi dostępnych rynkowych scenariuszy, 
• od roku 2020 ceny ropy naftowej przyjęto przy założeniu braku zmienności notowań w długim okresie kontynuując poziom zbliżony z rokiem 2019 skorygowany o indeks inflacji. 

Przeprowadzone testy aktywów związanych z zagospodarowaniem złoża B-8 nie wykazały konieczności rozpoznania odpisu aktualizującego, który miałyby obniżyć ich wartość.

W związku z dużą zmiennością rynku, w szczególności cen ropy naftowej, istnieje możliwość wystąpienia racjonalnie uzasadnionych zmian przyjętych założeń, które mogą spowodować konieczność aktualizacji wartości bilansowej aktywów związanych z tym złożem. Z uwagi na powyższe Grupa wskazuje na szereg niepewności co do wysokości realizacji aktywów dotyczących między innymi:

• wahań rynkowych cen ropy naftowej,
• przyjętych szacunków nakładów inwestycyjnych dotyczących umów niezakontraktowanych,
• wartości zobowiązań rekultywacyjnych,
• zmienności kursów walut PLN/USD,
• stóp dyskontowych.

W celu określenia wpływu kluczowych czynników na wyniki testów, przeprowadzono analizę wrażliwości przy następujących założeniach: cena ropy naftowej i gazu ziemnego +/-15%, wolumen produkcji +/-15%, kurs USD/PLN +/-15%, stopa dyskonta +/- 0,5 p.p.

Szacowane zmiany na zmianę kluczowych założeń pozostają bez wpływu na poziom odpisów aktualizujących aktywów, związanych ze złożem B-8.

Informacja na temat realizacji projektu zagospodarowania złoża YME w Norwegii

W związku ze znaczącymi opóźnieniami w realizacji projektu YME, przekroczeniem zakładanych nakładów inwestycyjnych i wadliwością platformy MOPU (ang. Mobile Offshore Production Unit) przeznaczonej do eksploatacji złoża, Grupa dokonywała w poprzednich latach odpisów aktualizujących wartość aktywów YME aż do pełnego odpisania całości nakładów inwestycyjnych związanych z tym projektem w 2014 roku.

Dnia 22 sierpnia 2016 roku partnerzy YME zakończyli operacje usuwania wadliwej platformy MOPU ze złoża, na które partnerzy konsorcjum (Grupa posiada 20% udział w projekcie) pozyskali środki finansowe w ramach porozumienia zawartego z dostawcą platformy (patrz nota 26.1). Poziom spodziewanych, w większości już zakontraktowanych dalszych kosztów związanych z  porozumieniem został odzwierciedlony w niniejszym sprawozdaniu finansowym poprzez zaktualizowanie stosownych rezerw według aktualnej najlepszej wiedzy Zarządu na dzień sporządzenia sprawozdania (patrz nota 26.1).

12 grudnia 2016 roku partnerzy konsorcjum poparli uchwałę o kontynuacji prac nad dalszym rozwojem złoża i opracowaniem dokumentacji inwestorskiej FEED (Front-End Engineering Design) celem przygotowania zrewidowanego Planu jego zagospodarowania. Zrewidowany plan zagospodarowania złoża  ma zostać zatwierdzony przez norweskie władze do końca 2017 roku.

Ze względu na charakter obowiązującej umowy Joint Operating Agreement pomiędzy partnerami projektu YME oraz w związku z gwarancjami wystawionymi przez LOTOS Petrobaltic S.A. dla rządu norweskiego za działania spółki LOTOS E&P Norge AS w zakresie poszukiwań i wydobycia na Norweskim Szelfie Kontynentalnym Grupa uwzględnia konieczność ponoszenia dalszych nakładów inwestycyjnych na złoże YME oraz dokonania aktualizacji wartości oczekiwanych kosztów związanych z likwidacją, w szczególności po przygotowaniu zrewidowanego planu zagospodarowania złoża oraz dokonaniu wyboru koncepcji likwidacji złoża YME i uzyskaniu stosownych akceptacji przez władze norweskie dla przyjętych planów. Wstępnie zakłada się, iż po rozpoczęciu produkcji na podstawie przygotowywanego zrewidowanego planu zagospodarowania złoża w 2019 roku, proces likwidacji YME nastąpi w latach 2028-2032.

W ocenie LOTOS E&P Norge AS, wartość wykazanej w niniejszym sprawozdaniu finansowym rezerwy na likwidację infrastruktury związanej ze złożem YME (patrz nota 26.1), odzwierciedla niezbędny poziom zaangażowania Grupy w fazie ewentualnej realizacji scenariusza pełnej likwidacji infrastruktury do 2032 roku. Jest to konsekwencja realizowanej aktualnie fazy opracowywania zrewidowanego planu zagospodarowania oraz planu likwidacji infrastruktury związanej ze złożem YME, przyjętych przez konsorcjum głosami większości konsorcjantów i odzwierciedlonej w zatwierdzanym budżecie projektu, uwzględniając jednocześnie obniżenie szacunku kosztów likwidacji w latach 2028-2032, o część budżetu warunkowego w związku z rynkowym obniżeniem poziomu kosztów usług serwisowych dla tego typu prac w Norwegii na skutek spadków rynkowych cen węglowodorów i brakiem aktualnych prognoz mogących wskazywać na możliwość ich istotnych zmian w analizowanej przyszłości.

Ze względu na dokonane odpisy aktualizujące wartość nakładów inwestycyjnych na złoże YME oraz poniesione straty i uzyskane z tego tytułu korzyści podatkowe możliwe do rozliczenia w przyszłości, na dzień 31 grudnia 2016 roku, Grupa prezentuje w skonsolidowanym sprawozdaniu z sytuacji finansowej aktywa z tytułu odroczonego podatku dochodowego. Łączna kwota aktywów podatkowych związanego z działalnością Grupy w Norwegii wyniosła na dzień 31 grudnia 2016 roku 523 mln zł. Biorąc pod uwagę norweskie przepisy podatkowe, które nie ograniczają czasowo realizacji uzyskanych wcześniej korzyści podatkowych możliwych do rozliczenia w przyszłości, a także działalności Grupy na złożach produkcyjnych pola gazowego Sleipner oraz morskiej kopalni gazu ziemnego i kondensatu Heimdal, z których Grupa osiąga przychody, Zarząd uważa, iż rozpoznane na dzień 31 grudnia 2016 roku aktywa z tytułu odroczonego podatku dochodowego są w pełni realizowalne w wartości wykazanej w niniejszym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym.

Informacja na temat testów na utratę wartości aktywów produkcyjnych morskiej kopalni gazu ziemnego i kondensatu Heimdal oraz aktywów pola gazowego Sleipner w Norwegii 

Na dzień 31 grudnia 2016 roku, Grupa przeprowadziła testy na utratę wartości. aktywów wydobywczych dla poszczególnych ośrodków generujących przepływy pieniężne ze złóż produkcyjnych obszaru Heimdal oraz Sleipner. Na dzień 31 grudnia 2015 roku  przeprowadzone testy dotyczyły złóż Heimdal, i również nie wykazały konieczności rozpoznania odpisu aktualizującego, który miałby obniżyć ich wartość.

Norweskie aktywa produkcyjne testowano ustalając ich wartość odzyskiwalną na poziomie wartości godziwej oszacowanej metodą zdyskontowanych przyszłych przepływów pieniężnych.

Główne założenia przyjęte do ustalenia wartości odzyskiwanej były następujące:

• okres prognozy przepływów pieniężnych odpowiada okresowi planowanej eksploatacji, 
• stopa dyskonta odpowiada średnioważonemu kosztowi kapitału i skalkulowana została na poziomie 7,63% (2015: 7,33%) po uwzględnieniu opodatkowania krańcową stopą opodatkowania 78% (obowiązującą w Norwegii), 
• wolumeny produkcji i sprzedaży, poziom nakładów inwestycyjnych, poziom kosztów operacyjnych oraz kosztów likwidacji złoża zgodnie z prognozami operatorów danego złoża.

Na potrzeby testów przeprowadzonych na dzień 31 grudnia 2016 roku przyjęto następujące założenia cenowe: 

- dla ropy naftowej w USD/bbl (za baryłkę ropy):

• na lata 2017 – 2019 na poziomie zgodnym z założeniami cenowymi dostępnych rynkowych scenariuszy, 
• od roku 2020 ceny ropy naftowej przyjęto przy założeniu braku zmienności notowań w długim okresie kontynuując poziom zbliżony z rokiem 2019 skorygowany o indeks inflacji; 

- dla gazu ziemnego w p/th (pence/thermal units):

• na lata 2017 – 2019 na poziomie zgodnym z założeniami cenowymi dostępnych rynkowych scenariuszy, a od roku 2020 przy założeniu braku zmienności notowań w długim okresie kontynuując poziom zbliżony z rokiem 2019 skorygowany o indeks inflacji. 

Natomiast na potrzeby szacunków dla testów przeprowadzanych na dzień 31 grudnia 2015 założenia były następujące:

- dla ropy naftowej w USD/bbl (za baryłkę ropy):

• na lata 2016 – 2019 na poziomie zgodnym z założeniami cenowymi dostępnych rynkowych scenariuszy, 
• od roku 2020 ceny ropy naftowej przyjęto przy założeniu braku zmienności notowań w długim okresie kontynuując poziom zbliżony z rokiem 2019 skorygowany o indeks inflacji;

- dla gazu ziemnego w p/th (pence/thermal units):

• na lata 2016 – 2019 na poziomie zgodnym z założeniami cenowymi dostępnych rynkowych scenariuszy, a od roku 2020 przy założeniu braku zmienności notowań w długim okresie kontynuując poziom zbliżony z rokiem 2019 skorygowany o indeks inflacji.

Przyjęty na potrzeby testów na utratę wartości kurs USD/NOK jest kursem krzyżowym skalkulowany na podstawie krzywych forward dla par walutowych EUR/USD oraz EUR/NOK.

W związku z dużą zmiennością rynku, w szczególności cen ropy naftowej i gazu ziemnego, istnieje możliwość wystąpienia racjonalnie uzasadnionych zmian przyjętych założeń i zmiany te mogą spowodować konieczność aktualizacji wartości bilansowej aktywów LOTOS E&P Norge.

W celu określenia wpływu kluczowych czynników na wyniki testów przeprowadzono analizę wrażliwości przy następujących założeniach: cena ropy naftowej i gazu ziemnego +/- 15%, wolumen produkcji +/- 15%, kurs USD/NOK +/- 15%.

Poniżej przedstawiono szacowane zmiany poziomu potencjalnych odpisów aktualizujących testowane aktywa obszaru Heimdal i Sleipner na zmianę kluczowych założeń:

Informacja na temat testów na utratę wartości lądowych kopalń węglowodorów na Litwie

W wyniku przeprowadzonych testów na utratę wartości złóż i infrastruktury wydobywczej na Litwie, na dzień 31 grudnia 2016 roku, dokonano odpisu aktualizującego wartość aktywów produkcyjnych związanych ze złożem Kretinga w wysokości 119 tys. zł oraz odpisu z tytułu utraty wartości rzeczowych aktywów trwałych infrastruktury wydobywczej związanej ze złożami: Auksoras, Vėžaičiai, Kretinga, Ablinga oraz Liziai w łącznej kwocie 12.318 tys. zł, patrz nota 9.4.

W wyniku przeprowadzonych testów, na dzień 31 grudnia 2015 roku, dokonano odpisu aktualizującego wartość aktywów wydobywczych związanych ze złożami: Kretinga, Nausodis, Girkalai, Vezaiciai oraz Liziai w wysokości 52.419 tys. zł oraz odpisu z tytułu utraty wartości rzeczowych aktywów trwałych infrastruktury wydobywczej związanej ze złożami Ablinga oraz Liziai w łącznej kwocie 6.314 tys. zł, patrz nota 9.4.

Grupa ustala wartość odzyskiwalną testowanych aktywów na poziomie ich wartości użytkowej oszacowanej metodą zdyskontowanych przyszłych przepływów pieniężnych.

Główne założenia przyjęte do ustalenia wartości odzyskiwanej testowanych aktywów na Litwie były następujące:

• okres prognozy przepływów pieniężnych odpowiada okresowi planowanej eksploatacji,
• stopa dyskonta odpowiada średnioważonemu kosztowi kapitału i skalkulowana została na poziomie 9,0% (2015: 10,1%),
• wolumeny produkcji zgodne z niezależnym raportem złożowym przygotowanym przez Miller & Lents z uwzględnieniem aktualnej informacji geologicznej,
• poziom nakładów inwestycyjnych odpowiada prognozowanej wielkości produkcji.

Na potrzeby szacunków wykonanych w 2016 roku przyjęto następujące założenia cen ropy naftowej w USD/bbl (za baryłkę ropy):

• na lata 2017 – 2022 na poziomie zgodnym z założeniami cenowymi dostępnych rynkowych scenariuszy,
• od roku 2023 ceny ropy naftowej przyjęto przy założeniu braku zmienności notowań w długim okresie kontynuując poziom zbliżony z rokiem 2022 skorygowany o indeks inflacji.

Założenia cen ropy naftowej w USD/bbl (za baryłkę ropy) na potrzeby szacunków na dzień 31 grudnia 2015 były następujące:

• na lata 2016 – 2019 na poziomie zgodnym z założeniami cenowymi dostępnych rynkowych scenariuszy,
• od roku 2020 ceny ropy naftowej przyjęto przy założeniu braku zmienności notowań w długim okresie kontynuując poziom zbliżony z rokiem 2019 skorygowany o indeks inflacji.

W związku z dużą zmiennością rynku, w szczególności cen ropy naftowej, istnieje możliwość wystąpienia racjonalnie uzasadnionych zmian przyjętych założeń i zmiany te mogą spowodować konieczność aktualizacji wartości bilansowej aktywów.

W celu określenia wpływu kluczowych czynników na wyniki testów przeprowadzono analizę wrażliwości przy następujących założeniach: cena ropy naftowej +/- 15%, wolumen produkcji +/- 15%, kurs USD/EUR +/- 15%, stopa dyskonta +/- 0,5 p.p.

Poniżej przedstawiono szacowane zmiany odnośnie poziomu odpisów aktualizujących wartość ww. aktywów litewskich na zmianę kluczowych założeń:

Aktywa na przyszłe koszty likwidacji kopalń ropy naftowej i gazu ziemnego

Grupa w ramach aktywów produkcyjnych związanych z wydobyciem i zagospodarowaniem zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego wykazuje aktywa na przyszłe koszty likwidacji kopalń ropy naftowej i gazu ziemnego amortyzowanych metodą naturalną. Aktywa te ujmowane są równolegle z tworzeniem i aktualizacją rezerw  na likwidację kopalń ropy naftowej i gazu ziemnego.

13.2.3 Pozostałe aktywa trwałe segmentu wydobywczego

13.3 Pozostałe informacje dotyczące rzeczowych aktywów trwałych oraz aktywów niematerialnych

Grupa na podstawie umów leasingu finansowego użytkuje głównie aktywa związane z taborem kolejowym (segment produkcji i handlu), patrz też nota 23.4.

W roku 2016 w wartości rzeczowych aktywów trwałych w toku budowy oraz aktywów niematerialnych w realizacji Grupa aktywowała kwotę 4.840 tys. zł kosztów finansowych (w roku 2015: 1.383 tys. zł), patrz noty 13.1.1 oraz 13.1.3. Na dzień 31 grudnia 2016 roku wartość aktywowanych kosztów finansowania rzeczowych aktywów trwałych w toku budowy oraz aktywów niematerialnych w realizacji wynosiła 13.084 tys. zł (31 grudnia 2015: 5.164 tys. zł).

Na dzień 31 grudnia 2016 roku wartość rzeczowych aktywów trwałych oraz aktywów niematerialnych stanowiących zabezpieczenie zobowiązań Grupy wynosiła 6.232.650 tys. zł (31 grudnia 2015: 6.538.480 tys. zł).

Na dzień 31 grudnia 2016 roku nie ujęte w sprawozdaniu z sytuacji finansowej przyszłe zobowiązania umowne Grupy dotyczące nakładów na rzeczowe aktywa trwałe oraz aktywa niematerialne wynosiły ogółem 1.366.651 tys. zł (31 grudnia 2015: 1.773.814 tys. zł) i związane były głównie z projektem instalacji opóźnionego koksowania (Projekt EFRA), realizacją projektu zagospodarowania złoża B-8 (Projekt B8), a także rozbudową Rafinerii o instalację Węzła Odzysku Wodoru (WOW) oraz sieci stacji paliw.