Otoczenie Regulacyjne

W ramach prowadzonej polityki zarządzania ryzykiem regulacyjnym, PKN ORLEN i pozostałe spółki Grupy Kapitałowej ORLEN, prowadzą oparty o obowiązujące przepisy prawa, w pełni transparentny, otwarty dialog obejmujący między innymi zaangażowanie w opiniowanie projektów rozwiązań legislacyjnych na poziomie ustawodawstwa krajowego oraz unijnego. Ponadto, na bieżąco prowadzona jest koordynacja relacji Koncernu z regulatorami, organami nadzoru lub kontroli oraz realizowany jest proces uzyskiwania i zarządzania pozwoleniami w Koncernie.

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

Koncern podlega licznym obowiązkom wynikającym z ustawy z dnia 16 lutego 2007 roku o zapasach ropy naftowej, produktów naftowych i gazu ziemnego oraz zasadach postępowania w sytuacji zagrożenia bezpieczeństwa paliwowego państwa i zakłóceń na rynku naftowym („Ustawa o Zapasach”) związanych z utrzymywaniem obowiązkowych zapasów ropy naftowej oraz paliw.

W ramach nowych uregulowań w tym przedmiocie, producenci i handlowcy w zamian za stopniowe zmniejszenie obowiązku fizycznego utrzymywania zapasów na rzecz zapasów utrzymywanych przez Agencję Rezerw Materiałowych, mają obowiązek zapłaty opłaty zapasowej, począwszy do 1 stycznia 2015 roku.

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

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

Ustawa o biokomponentach i biopaliwach nakłada obowiązek realizacji Narodowego Celu Wskaźnikowego („NCW”), czyli zapewnienia minimalnego udziału biokomponentów w paliwach ciekłych i biopaliwach ciekłych wprowadzanych na rynek lub zużywanych na potrzeby własne. Zapisy ustawowe precyzują czynności prawne od których konieczna jest realizacja NCW oraz podmioty do niego zobowiązane. 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 celu.

W przypadku niespełnienia celów wskaźnikowych, na Koncern może zostać nałożona kara, która zostanie skalkulowana w oparciu o wzór zamieszczony w ustawie o biokomponentach i biopaliwach.

Podmioty z Grupy ORLEN podlegają unijnej regulacji ustanawiającej system handlu uprawnieniami do emisji gazów cieplarnianych (tzw. „Dyrektywa EU ETS”), wpisującej się w ramy unijnego pakietu klimatyczno – energetycznego. Celem Dyrektywy EU ETS jest promowanie corocznej redukcji emisji gazów cieplarnianych/CO2eq do 2030 roku.

Trzy polskie kompleksy produkcyjne należące do spółek z Grupy ORLEN, tj. rafineria, elektrociepłownia, instalacja olefin w Płocku (PKN ORLEN) oraz instalacja amoniaku we Włocławku (ANWIL) są największymi emitentami dwutlenku węgla spośród wszystkich spółek Grupy ORLEN. Wszystkie te i pozostałe instalacje uczestniczące w europejskim systemie handlu uprawnieniami do emisji EU ETS, objęte są wykazem instalacji przygotowanym przez Polskę i przedstawionym Komisji Europejskiej w celu uzyskania darmowych przydziałów uprawnień do emisji w tzw. III okresie rozliczeniowym, obejmującym okres od 2013 do 2020 roku. Wykaz instalacji wraz ze wskazaniem ilości nieodpłatnie przyznanych uprawnień został zatwierdzony przez Komisję Europejską. Łączna ilość uprawnień do emisji nieodpłatnie przyznanych instalacjom spółek Grupy ORLEN nie jest wystarczająca do realizacji ich potrzeb, a w konsekwencji spółki zmuszone są do zakupu dodatkowych uprawnień (co generuje dodatkowe koszty).

W 2018 roku przyjęta została przez Parlament Europejski i Radę Unii Europejskiej Dyrektywa nr 2018/410 z dnia 14 marca 2018 roku zmieniająca dyrektywę 2003/87/WE, która wdraża zmiany w ramach IV fazy systemu EU ETS (od 2021 do 2030 roku). Zmieniony system handlu emisjami CO₂ zakłada bardziej ambitną redukcję emisji w sektorach energetyki i przemysłu na obszarze Europejskiego Obszaru Gospodarczego. Nowa regulacja wprowadza wyższy współczynnik liniowy redukcji emisji (2,2% rocznie, a nie jak dotychczas 1,74%) oraz aktualizację benchmarków, na podstawie których wyznaczane są poziomy darmowej alokacji uprawnień w sektorach narażonych na ucieczkę emisji. Od 2019 roku część uprawnień z rynku kierowana jest do Rezerwy Stabilizacyjnej Rynku, co redukuje  ilość uprawnień w obiegu i z dużym prawdopodobieństwem – przyczyni się do zwiększenia popytu na uprawnienia i podwyższenia ich ceny. Obecnie trwają intensywne prace na poziomie legislacyjnym i regulacyjnym mające na celu pełne przygotowanie i wdrożenie nowej fazy systemu EU ETS, w których aktywnie uczestniczą spółki Koncernu objęte tym systemem.

Uwaga Koncernu skoncentrowała się na pracach nad usprawnieniem systemu monitorowania przewozów drogowych towarów wrażliwych podatkowo tzw. system SENT lub pakiet transportowy obejmujący monitorowanie transportu kolejowego oraz na pracach nad tzw. „pakietem opałowym” zakładającym wykorzystanie systemu SENT do uszczelniania rynku paliw opałowych w Polsce – wrażliwych ze względu na zasady ich opodatkowania podatkiem akcyzowym. W 2019 roku rozszerzono także system SENT na monitorowanie dostaw gazu płynnego LPG do celów transportowych co ma uszczelnić ten segment rynku paliw transportowych w Polsce. Koncern był skupiony na pracach nad uchwaleniem  nowelizacji tzw. „pakietu paliwowego” przyjętego w połowie 2019 roku zakładającego rozszerzenie katalogu paliw podlegających pod tzw. szybki VAT przy ich nabyciu wewnątrzwspólnotowym do Polski oraz rozszerzenie koncesjonowania i monitorowania przywozu do Polski  nowych rodzajów paliw ciekłych. Ponadto, przez cały 2019 rok PKN ORLEN wdrażał do bieżącego stosowania wszystkie nowe wymagania dedykowanych uszczelnieniu rynku paliw ciekłych. Działania PKN ORLEN prowadzone były w formule publicznego dialogu z organami regulującymi rynek paliw ciekłych w Polsce, w szczególności z Prezesem Urzędu Regulacji Energetyki, Prezesem Agencji Rezerw Materiałowych oraz Krajową Administracją Skarbową, jak również w ścisłej współpracy z klientami oraz partnerami biznesowymi Koncernu.

Ustawa z dnia 8 grudnia 2017 roku o rynku mocy określa organizację rynku mocy oraz zasady świadczenia za wynagrodzeniem usługi pozostawania w gotowości do dostarczania mocy elektrycznej do systemu elektroenergetycznego i dostarczania tej mocy do systemu w okresach zagrożenia. Oferty na wysokość oczekiwanego wynagrodzenia za moc będą wyłaniane w drodze aukcji. W aukcjach wygrywają co do zasady oferty zawierające najniższą cenę, przy maksymalnym uwzględnieniu oczekiwanej przez Komisję Europejską neutralności technologicznej. Na ww. zasadach rozpatrywane będą oferty krajowych wytwórców, w tym wysokosprawnej kogeneracji przemysłowej oraz w określonej liczbie, oferty wytwórców zagranicznych, jak również DSR, czyli propozycje ograniczania zużycia energii i pobieranej mocy na żądanie.

W latach 2019 – 2025 organizowana będzie co roku jedna aukcja główna na okresy dostaw przypadające odpowiednio na lata 2024 – 2030. W przypadku PKN ORLEN do systemu wsparcia przewidzianego w ustawie kwalifikują się bloki kogeneracyjne w Płocku i we Włocławku.

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

W 2019 roku rozszerzono tę regulację o poprzez wdrożenie tzw. „pakietu opałowego” zakładającego wykorzystanie systemu SENT do uszczelniania dostaw paliw opałowych do konsumentów oraz objęto monitoringiem dostawy gazu płynnego LPG do celów transportowych. Przedmiotowa regulacja ma przeciwdziałać nadużyciom podatkowym w podatku akcyzowym powstających podczas podaży tych paliw na rynek poprzez między innymi zastąpienie papierowych oświadczeń akcyzowych potwierdzających odbiorców olejów na cele opałowe, elektronicznymi potwierdzeniami dostaw połączonymi z monitoringiem SENT oraz wyeliminować zjawisko nielegalnego wykorzystania gazu płynnego LPG do celów grzewczych jako paliwa transportowego.

PKN ORLEN brał czynny udział we wszystkich etapach prac legislacyjnych nad tymi rozwiązaniami. Działał również na rzecz wypracowania efektywnych rozwiązań przewidzianych w ustawie, projektując system automatycznego zgłaszania do SENT przewozu paliwa z terminali i testując jego kolejne modyfikacje.

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

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