Zintegrowany Raport Roczny Grupy Kapitałowej LOTOS 2015

w tysiącach złotych	31 grudnia 2015	31 grudnia 2014 (dane przekształcone)
Rzeczowe aktywa trwałe związane z poszukiwaniem, zagospodarowaniem i wydobyciem zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego
Rzeczowe aktywa trwałe związane z poszukiwaniem i oceną zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego	118.759	44.769
Rzeczowe aktywa trwałe związane z zagospodarowaniem zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego	-	522.350
Rzeczowe aktywa trwałe związane z wydobyciem zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego	2.182.903	600.390
Razem	2.301.662	1.167.509
Rzeczowe aktywa trwałe rafineryjne i pozostałe
Grunty	501.778	475.666
Budynki, budowle	3.055.277	3.151.731
Urządzenia techniczne i maszyny	3.662.822	3.851.578
Środki transportu, pozostałe	649.623	569.425
Rzeczowe aktywa trwałe w toku budowy	397.260	265.974
Razem	8.266.760	8.314.374
Razem	10.568.422	9.481.883

13.1 Rzeczowe aktywa trwałe związane z poszukiwaniem i oceną oraz zagospodarowaniem i wydobyciem zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego

13.1.1 Rzeczowe aktywa trwałe związane z poszukiwaniem i oceną zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego

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.

Polska

Na dzień 31 grudnia 2015 roku rzeczowe aktywa trwałe związane z poszukiwaniem i oceną zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego obejmowały głównie nakłady poniesione na złoża B-21, B-23, B-27 oraz B-101 na obszarze Morza Bałtyckiego.

Ponadto Grupa posiada udziały w spółce celowej Baltic Gas spółka z ograniczoną odpowiedzialnością i wspólnicy sp. k. („Baltic Gas”, patrz nota 2 i nota 16), będącej wspólnym przedsięwzięciem prowadzonym ze spółką CalEnergy Resources Poland Sp. z o.o. w ramach dalszego prowadzenia działań na strukturach gazokondensatowych B–4 i B–6 na Morzu Bałtyckim.

W 2015 roku Grupa poniosła nakłady na złoża B-21, B-27 oraz B-101 w kwocie 27.372 tys. zł. Nakłady w roku 2014 w kwocie 70.756 tys. zł dotyczyły złóż B-21, B-27 oraz B-28. Wartość przepływów pieniężnych z tego tytułu stanowiła kwotę 32.943 zł (w roku 2014: 64.761 tys. zł), natomiast pozostała do rozliczenia kwota zobowiązań inwestycyjnych na dzień 31 grudnia 2015 roku wynosiła 2.693 tys. zł (31 grudnia 2014: 8.110 tys. zł).

W związku z zaniechaniem inwestycji i wygaśnięciem górniczego prawa użytkowania dla obszaru Sambia E, na dzień 31 grudnia 2015 roku Grupa dokonała spisania nakładów na poszukiwania i ocenę zasobów węglowodorów tego obszaru w kwocie 12.123 tys. zł, patrz nota 9.4 (31 grudnia 2014: 5.937 tys. zł, spisanie nakładów dotyczących obszaru Sambia W).

W 2014 roku, w związku z bardzo niskim wolumenem potencjalnych zasobów wydobywalnych, Grupa podjęła decyzję o dokonaniu odpisu aktualizującego nakłady poniesione w 2014 roku na odwiert B-27 w wysokości 29.914 tys. zł (patrz nota 9.4 do skonsolidowanego sprawozdania finansowego za rok 2014) oraz na nakłady poniesione na strukturę i odwiert B- 28 w wysokości 1.939 tys. zł (patrz nota 9.4). Łączna kwota dokonanych odpisów wyniosła 31.853 tys. zł (patrz nota 9.4 do skonsolidowanego sprawozdania finansowego za rok 2014).

Grupa zadecydowała także o całkowitej likwidacji odwiertu na złożu B-28. Spisując w 2014 roku zaniechane inwestycje Grupa wykorzystała wcześniej dokonane odpisy w kwocie 27.160 tys. zł, przez co zdarzenie nie miało wpływu na skonsolidowany wynik za rok 2014.

Ponadto, w związku z zaniechaniem inwestycji i wygaśnięciem górniczego prawa użytkowania dla obszaru Sambia W, na dzień 31 grudnia 2014 roku Grupa dokonała spisania nakładów na poszukiwania i ocenę zasobów węglowodorów tego obszaru w kwocie 5.937 tys. zł (patrz nota 9.4).

13.1.2 Rzeczowe aktywa trwałe związane z zagospodarowaniem zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego

Polska

Złoże B-8

Nakłady na zagospodarowanie złóż ropy naftowej i gazu ziemnego Grupy obejmowały nakłady ponoszone na znajdujące się na Morzu Bałtyckim, położone około 70 km na północ od Jastarni złoże B-8 (w pobliżu złoża B–3).

W 2015 roku nakłady Grupy na zagospodarowanie złoża B-8 wynosiły 304.332 tys. zł (w roku 2014: 209.388 tys. zł) i dotyczyły głównie wykonania odwiertów wydobywczych i zawadniających oraz przebudowy platformy Petrobaltic i infrastruktury rurociągów przesyłowych.

W związku z uruchomieniem we wrześniu 2015 roku eksploatacji złoża B-8, Grupa dokonała reklasyfikacji nakładów na tę inwestycję do pozycji Rzeczowych aktywów trwałych związanych z wydobyciem zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego. Na dzień 31 grudnia 2015 roku wartość aktywów produkcyjnych związanych ze złożem B-8 wynosiła 807.225 tys. zł.

Norwegia

Złoże YME

Grupa posiada 20% udział w dwóch koncesjach obejmujących złoże YME, położone 120 km na południowy zachód od wybrzeża Norwegii (Egersund), w południowej części Morza Północnego, z którego Grupa nie rozpoczęła dotąd produkcji wobec wad technicznych platformy wydobywczej MOPU (ang. „Mobile Offshore Production Unit”).

Na dzień 31 grudnia 2015 roku rzeczowe aktywa trwałe związane z zagospodarowaniem złoża YME obejmują nakłady spółki LOTOS Exploration and Production Norge AS („LOTOS E&P Norge AS”) na zakup udziałów w koncesjach wydobywczych oraz nakłady na zagospodarowanie złoża w kwocie 1.452 mln zł (3.278 mln NOK).

W poprzednich latach w związku ze znaczącymi opóźnieniami w realizacji projektu YME, przekroczeniem zakładanych nakładów inwestycyjnych i wadliwością platformy MOPU przeznaczonej do eksploatacji złoża, Grupa dokonywała testów na utratę wartości aktywów YME skutkujących odpisami aktualizującymi z tego tytułu. Szczegółowe informacje na temat dokonanych w poprzednich latach testów oraz wynikających z nich odpisów wartości aktywów projektu YME przedstawiane były w sprawozdaniach finansowych za poprzednie lata (2012, 2013, 2014, patrz nota 13).

Jak przedstawiono w nocie 35.1 do skonsolidowanego sprawozdania finansowego za rok 2014, w marcu 2013 roku ówczesny operator złoża YME - spółka Talisman Energy Norge AS („Talisman”, „Operator”) i dostawca platformy MOPU przeznaczonej do eksploatacji złoża YME - spółka Single Buoy Moorings Inc. („SBM”) ogłosiły informację o zawarciu porozumienia w sprawie usunięcia wadliwej i ewakuowanej od połowy lipca 2012 roku platformy ze złoża YME oraz zakończenia obowiązywania wszystkich dotychczas zawartych pomiędzy stronami umów i porozumień w związku z realizacją tego projektu.

W związku z przedłużającym się wyborem koncepcji zagospodarowania złoża oraz brakiem decyzji partnerów konsorcjum YME co do nowego wariantu planu zagospodarowania złoża YME, Grupa w 2014 roku dokonała ponownej analizy realizowalności aktywów YME i w konsekwencji kolejnej aktualizacji wartości księgowej tej inwestycji, tym razem do wartości zerowej. W analizie uwzględniono następujące fakty:

• trwającą niepewność i ryzyka wynikające z przedłużającego się wyboru koncepcji zagospodarowania złoża YME (tzw. „PDO”, ang. „Plans for Development and Operation”), dotychczas przewidzianego w harmonogramie koncesji na koniec I kwartału 2014 roku, 
• brak decyzji co do scenariusza zagospodarowania złoża YME, 
• brak zatwierdzonej wersji budżetu na dalsze zagospodarowanie złoża YME, 
• opóźnienie szacowanego terminu rozpoczęcia wydobycia z tego złoża.

W związku z powyższymi argumentami, w dniu 30 czerwca 2014 roku dokonano odpisania całości nakładów inwestycyjnych związanych z projektem YME. Oznacza to, że zaprezentowana w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym za rok 2014 wartość odpisów aktualizujących, z uwzględnieniem efektu różnic kursowych, wyniosła 1.551 mln zł (3.275 mln NOK). Wartość odpisów aktualizujących dotyczących nakładów inwestycyjnych związanych z projektem YME uwzględniła zarazem objęcie odpisem aktualizującym przyrostu wartości aktywa likwidacyjnego w związku ze wskazaną przez Operatora zaktualizowaną wartością szacunku kosztów likwidacji infrastruktury wydobywczej na złożu YME, skutkującą jednoczesnym zwiększeniem wartości aktywa likwidacyjnego i odpisem w ciężar pozostałych kosztów operacyjnych skonsolidowanego sprawozdania z całkowitych dochodów w kwocie 28 mln zł (55 mln NOK). W związku z powyższym strata operacyjna z tytułu odpisów wartości aktywów YME, z uwzględnieniem aktualizacji szacunków rezerwy likwidacyjnej wykazana w sprawozdaniu z całkowitych dochodów za rok 2014 wyniosła 578 mln zł (1.157 mln NOK), natomiast wpływ na wynik finansowy netto, po uwzględnieniu efektu podatku odroczonego, wyniósł 196 mln zł (392 mln NOK).

Ze względu na charakter obowiązującej umowy Joint Operating Agreement pomiędzy partnerami projektu YME oraz gwarancjami wystawionymi przez spółkę LOTOS Petrobaltic S.A. dla rządu norweskiego za działania spółki LOTOS E&P Norge AS w zakresie poszukiwań i wydobycia na Norweskim Szelfie Kontynentalnym nie wyklucza się ponoszenia dalszych nakładów inwestycyjnych na złoże YME oraz konieczności aktualizacji wartości oczekiwanych kosztów związanych z likwidacją, w szczególności po dokonaniu wyboru koncepcji likwidacji złoża YME i uzyskaniu stosownych akceptacji przez władze norweskie dla przyjętego planu likwidacji.

Na dzień 31 grudnia 2015 roku zgodnie z decyzją większościowych przedstawicieli konsorcjum, zatwierdzoną przez Ministerstwo ds. Ropy i Energii listem z dnia 30 czerwca 2015 roku, obecnie w trakcie opracowywania jest plan całkowitej likwidacji infrastruktury złoża YME, który ma być zatwierdzony przez władze norweskie do dnia 30 czerwca 2016 roku. Intencja operatora jest przedłużenie wcześniej wspomnianego terminu do końca 2016 roku celem możliwości sprawdzenia realizowalności alternatywnego scenariusza likwidacji. Wstępnie zakłada się, iż zakończenie procesu likwidacji YME nastąpi do 2019 roku.

W ocenie LOTOS E&P Norge AS, wartość wykazanej w niniejszym sprawozdaniu finansowym rezerwy na likwidację infrastruktury związanej ze złożem YME (patrz nota 30.1), odzwierciedla niezbędny poziom zaangażowania LOTOS E&P Norge AS w fazie ewentualnej realizacji scenariusza pełnej likwidacji infrastruktury do 2019 roku. Jest to konsekwencja realizowanej aktualnie fazy opracowywania planu likwidacji infrastruktury związanej ze złożem YME, przyjętej przez Konsorcjum głosami większości konsorcjantów i odzwierciedlonej w zatwierdzanym budżecie projektu, uwzględniając jednocześnie obniżenie szacunku kosztów likwidacji w latach 2016 - 2019, w związku z rynkowym obniżeniem poziomu kosztów usług serwisowych dla tego typu prac w Norwegii na skutek spadków rynkowych cen węglowodorów.

Ponadto kontynuowane są prace związane z usunięciem wadliwej platformy ze złoża YME, na które partnerzy pozyskali środki finansowe w ramach ww. porozumienia zawartego z SBM. Planowany termin dokonania operacji usunięcia platformy MOPU uległ zmianie (obecnie czerwiec 2016 roku), natomiast poziom spodziewanych, w większości już zakontraktowanych kosztów tej operacji został właściwie odzwierciedlony w niniejszym sprawozdaniu finansowym poprzez zaktualizowanie stosownych rezerw według aktualnej najlepszej wiedzy Zarządu Spółki na dzień sporządzenia sprawozdania (patrz nota 30.1).

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 2015 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 2015 roku 677 mln zł (1.528 mln NOK). Biorąc pod uwagę norweskie przepisy podatkowe, które nie ograniczają czasowo realizacji uzyskanych wcześniej korzyści podatkowych możliwych do rozliczenia w przyszłości, a także fakt nabycia w dniu 30 grudnia 2013 roku udziałów w aktywach Heimdal oraz nabycia w dniu 30 grudnia 2015 roku udziałów w aktywach Sleipner, w tym udziałów w złożach produkcyjnych, z których Grupa osiąga przychody, Zarząd uważa, iż rozpoznane na dzień 31 grudnia 2015 roku aktywa z tytułu odroczonego podatku dochodowego są w pełni realizowalne w wartości wykazanej w niniejszym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym.

13.1.3 Rzeczowe aktywa trwałe związane z wydobyciem zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego

Polska

Morska kopalnia ropy naftowej i gazu ziemnego na złożu B-3

Rzeczowe aktywa trwałe związane z wydobyciem ropy naftowej i gazu ziemnego w Polsce obejmują aktywa morskiej kopalni na złożu B-3, zlokalizowanym w obszarze Morza Bałtyckiego, około 70 km na północ od przylądka Rozewie. Należąca do spółki LOTOS Petrobaltic S.A. infrastruktura wydobywcza na tym złożu obejmuje platformę eksploatacyjną „Baltic Beta” oraz bezzałogową platformę głowicową „PG-1”, a także podwodne instalacje węzłów B3-6 i B3-9. Urządzenia te obsługują łącznie kilkanaście otworów eksploatacyjnych i zatłaczających.

Wydobywana ze złoża ropa naftowa (tzw. ropa Rozewie) przesyłana jest rurociągiem na tankowiec zacumowany do boi cumowniczo – przelewowej, a następnie w całości sprzedawana do Spółki. Wydobywany wraz z ropą gaz ziemny (kopalina towarzysząca) tłoczony jest gazociągiem podmorskim do elektrociepłowni lądowej we Władysławowie należącej do spółki Energobaltic Sp. z o.o. (GK LOTOS Petrobaltic S.A.). W 2015 roku nakłady na morską kopalnię ropy na złożu B-3 wyniosły 2.194 tys. zł (w roku 2014: 5.751 tys. zł) i związane były głównie z okresowymi przeglądami budowlanymi platform „PG-1” oraz „Baltic Beta”.

W ocenie Zarządu, na dzień 31 grudnia 2015 roku nie było przesłanek na przeprowadzenie testu na utratę wartości aktywów morskiej kopalni ropy na złożu B-3. Prognozowane wydobycie ropy naftowej ze złoża B-3 (ok. 1 mln ton) w okresie do roku 2026 pozwala na przyjęcie założenia, iż przychody ze sprzedaży surowca wygenerują nadwyżki cenowe pozwalające na rozliczenie pozostałej do zamortyzowania wartości aktywów złoża (171.105 tys. zł). Stabilny poziom wydobycia oraz planowane wiercenie jeszcze jednego odwiertu eksploatacyjnego, w ocenie Zarządu, w pełni uzasadnia realizowalność aktywów B-3 w pełnej wysokości.

Złoże B-8

W związku z podjęciem przez Grupę decyzji o realizacji zagospodarowania złoża B-8 w formule finansowania projektu (ang. project finance), w grudniu 2013 roku utworzona została w strukturach Grupy odrębna spółka celowa - B8 spółka z ograniczoną odpowiedzialnością BALTIC spółka komandytowo-akcyjna („Spółka Celowa B8”). Spółka LOTOS Petrobaltic S.A. wniosła w 2014 roku do Spółki Celowej B8 prawo użytkowania górniczego, prawo do korzystania z informacji geologicznej oraz rzeczowy majątek trwały związany z realizacją projektu, w tym platformę wiertniczą „Petrobaltic”. Zadaniem Spółki Celowej B8 jest przeprowadzenie dalszych prac związane z zagospodarowaniem złoża, w tym przygotowanie infrastruktury podwodnej i inne zadania związane z przygotowaniem złoża do eksploatacji. W sierpniu 2014 roku Spółka Celowa B8, Polskie Inwestycje Rozwojowe S.A., Bank Gospodarstwa Krajowego i Bank Pekao S.A. zawarły umowy na finansowanie projektu B-8 w formie programu emisji obligacji. W związku z istotnym spadkiem cen ropy nastąpiła zmiana koncepcji realizacji projektu i dokumentacji projektowej przebudowy platformy oraz nie spełnienie warunków zawieszających emisję. Na dzień 31 grudnia 2015 roku finansowanie nie zostało jeszcze uruchomione. Aktualnie Spółka prowadzi rozmowy z instytucjami finansowymi na temat dostosowania warunków finansowania projektu B8 do zmienionego otoczenia makroekonomicznego oraz koncepcji realizacji projektu. 

W 2015 roku nakłady Grupy na zagospodarowanie B-8 wyniosły 304.332 tys. zł i dotyczyły głównie przebudowy platformy „Petrobaltic”, infrastruktury rurociągów przesyłowych oraz odwiertów zawadniających. Łączna wartość aktywów związanych z zagospodarowaniem złoża B-8 na dzień 31 grudnia 2015 roku wynosiła 807.225 tys. zł.

Na dzień 31 grudnia 2015 roku Grupa przeprowadziła test na utratę wartości ww. aktywów i ustaliła ich wartość odzyskiwalną na poziomie wartości użytkowej oszacowanej metodą zdyskontowanych przyszłych przepływów pieniężnych.

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

• okres prognozy przepływów pieniężnych odpowiada okresowi planowanej eksploatacji,
• stopa dyskonta odpowiada średnioważonemu kosztowi kapitału i skalkulowana została na poziomie 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 przyjęto następujące założenia cenowe:

- 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 w 2015 roku 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.

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%.

Poniżej przedstawiono szacowane zmiany odnośnie poziomu odpisów aktualizujących aktywów związanych ze złożem B-8 na zmianę kluczowych założeń:

Czynnik	Zmiana	Wpływ na poziom odpisów aktualizujących (w tysiącach złotych)
cena ropy naftowej i gazu ziemnego	+/- 15%.	-	- 107.154
wolumen produkcji	+/- 15%.	-	- 100.299
kurs USD/PLN	+/- 15%.	-	-
stopa dyskonta	+/- 0,5%.	-	-

Norwegia

Działalność wydobywcza w Norwegii prowadzona jest przez spółkę LOTOS Production and Exploration Norge (LOTOS E&P Norge AS, GK LOTOS Petrobaltic S.A.) w obszarze Norweskiego Szelfu Kontynentalnego.

Informacja dotycząca nabycia udziałów w norweskich licencjach pola gazowego Sleipner

30 października 2015 roku spółka należąca do grupy kapitałowej GK LOTOS Petrobaltic S.A. - LOTOS Exploration and Production Norge AS („LOTOS E&P Norge AS”) zawarła umowę z ExxonMobil Exploration and Production Norway AS („Exxon”, „Sprzedający”), w sprawie nabycia pakietu aktywów na polu gazowym Sleipner zlokalizowanym na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. W grudniu 2015 roku spółka LOTOS E&P Norge AS otrzymała wszystkie wymagane zgody organów administracyjnych w Norwegii na finalizację transakcji.

W dniu 30 grudnia 2015 roku („dzień nabycia”) spełnione zostały wszelkie warunki zawieszające wykonanie umowy i nastąpiło przeniesienie na LOTOS E&P Norge AS wszystkich korzyści i ryzyk związanych z prawem własności do nabytych aktywów Sleipner. 

Pakiet aktywów Sleipner obejmuje udziały w licencjach na następujących złożach w centralnej części Morza Północnego:

Złoża	Status	Licencje	Udziały
Slepiner Ost	wydobycie	PL046 Inside	15%
Sleipner Vest	wydobycie	PL046 Outside, PL 029	15%
Gungne	wydobycie	PL046 Outside	15%
Loke	wydobycie	PL046 Outside	15%
Alfa Sentral	przygotowanie do zagospodarowania	PL046 E, F	28%
PL046 D	poszukiwanie	PL046D	28%

Sleipner stanowi jeden z kluczowych hubów gazowych (tzn. centrów dystrybucji) na Norweskim Szelfie Kontynentalnym i jest połączony system gazociągów m.in. z Niemcami i Wielką Brytanią.

Operatorem na wszystkich ww. złożach produkcyjnych jest koncern Statoil. Udziałowcami w tych złożach, oprócz LOTOS E&P Norge AS, są koncerny Total E&P Norge AS i ExxonMobil E&P Norway AS. Na wydobycie na przejętych złożach w 70% składa się gaz ziemny, a w 30% kondensat, czyli lekka ropa naftowa, przeznaczona m.in. do produkcji benzyn i gazu LPG. Rezerwy wydobywalne złóż produkcyjnych, przypadające na przejęte przez LOTOS Norge udziały, w kategorii rezerw 2P kształtują się na poziomie 20,8 mln boe (baryłek ekwiwalentu ropy, ang. barrel of oil equivalent).

Nabyty przez LOTOS E&P Norge AS udział w złożu Alfa Sentral jest w fazie przygotowania do zagospodarowania. Operatorem koncesji Alfa Sentral jest Statoil a udziałowcem (oprócz LOTOS E&P Norge AS) spółka Total E&P Norge AS. Zasoby wydobywalne 2C (warunkowe) przypisane udziałom LOTOS E&P Norge AS w złożu Alfa Sentral wynoszą 10,3 mln boe. Zgodnie z planami wielkość wydobycia dla udziałów przypisanych LOTOS Norge wyniesie 4 tys. boe/d (baryłek ekwiwalentu ropy dziennie). Rozpoczęcie produkcji z tego złoża planowane jest na koniec 2019 roku.

Cena umowna udziałów w koncesjach w ramach transakcji Sleipner została określona przez strony na poziomie 160 mln USD, na dzień 1 stycznia 2015 roku, który umownie określa się jako tzw. efektywną, ekonomiczną datę transakcji, co jest zgodne z brzmieniem obowiązujących w Norwegii przepisów prawa podatkowego. Zakup i sprzedaż udziałów w licencjach na Norweskim Szelfie Kontynentalnym, w ramach których zaangażowanych jest wielu inwestorów, wymaga zatwierdzenia przez norweskie Ministerstwo ds. Ropy i Energii oraz Ministerstwo Finansów - w zakresie konsekwencji podatkowych. Wymóg taki nakładają ustawy o opodatkowaniu ropy naftowej, które dla stron umowy skutkują między innymi tym, że za tzw. efektywną datę transakcji dla celów podatkowych uznaje się dzień 1 stycznia oraz, że poza uzgodnioną ceną zakupu, zapłata obejmuje odpowiedni udział w kapitale obrotowym oraz kwotę rozliczeń między dotychczasowymi partnerami działania na licencjach, którego udziały są zbywane. Okres pomiędzy 1 stycznia (efektywną datą ekonomiczną transakcji), a datą faktycznego rozliczenia transakcji określa się mianem okresu przejściowego.
 
Po sfinalizowaniu transakcji kupujący płaci uzgodnioną cenę nabycia i odbywa się także tzw. rozliczenie pro & contra, w ramach którego strony umowy rozliczają między sobą kapitał obrotowy, kwoty rozrachunków z tytułu rozliczeń z partnerami wspólnego przedsięwzięcia na dzień 1 stycznia oraz odpowiedni udział w pieniężnych przepływach netto z tytułu licencji dokonanych w okresie przejściowym.

Zakup aktywów Sleipner według ceny umownej 160 mln USD sfinansowano i rozliczono w ramach opisanego wyżej mechanizmu pro & contra, tj. z przejętych przez LOTOS E&P Norge AS przepływów pieniężnych wygenerowanych między efektywną datą umowną zakupu (1 stycznia 2015 roku), a rzeczywistą datą finalizacji transakcji (datą nabycia, tj. 30 grudnia 2015 roku). W efekcie zastosowania tego mechanizmu LOTOS E&P Norge AS otrzymał zwrot nadwyżki rozliczenia nad ceną nabycia w wysokości 26,3 mln USD.

W związku z wysokim poziomem aktywa z tytułu podatku odroczonego w księgach LOTOS E&P Norge AS, w roku 2015 nie wystąpi konieczność zapłaty podatku dochodowego od ww. przepływów pieniężnych, a transakcja pozostaje bez wpływu na wynik finansowy Grupy w związku ze specyfiką systemu podatkowego w Norwegii.

Zaprezentowana w skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym łączna wartość nabytych aktywów Sleipner wynosi 1.129,4 mln zł (2.548,9 mln NOK) i uwzględnia wartość aktywa likwidacyjnego w kwocie 575,2 mln zł (1.298 mln NOK). Efekt rozliczenia transakcji nabycia pakietu aktywów Sleipner w niniejszym skonsolidowanym sprawozdaniu finansowym zaprezentowano w tabeli poniżej:

Pozycja sprawozdawcza	w mln NOK	w mln PLN
I. Aktywa produkcyjne związane z wydobyciem ropy naftowej i gazu ziemnego	846,8	375,2
II. Aktywa związane z poszukiwaniem i oceną zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego	404,1	179,0
Wartość nabytych aktywów Sleipner po uwzględnieniu pro & contra z uwzględnieniem aktywowanych kosztów transakcji i szacunkowych przyszłych płatności warunkowych (I+II)	1.250,9	554,2
III. Aktywa na likwidację związane z wydobyciem ropy naftowej i  gazu ziemnego	1.298,0	575,2
IV. Pozostałe aktywa i zobowiązania netto	82,6	36,6
Razem (I+II+III+IV)	2.631,5	1.166,0
Rozliczenie ceny nabycia (A+B):	1.030,9	456,7
A. Otrzymana kwota po uwzględnieniu rozliczenia pro & contra (160 mln - 186,3 mln USD)	(228,6)	(101,3)
B. Wynikająca z pro & contra kwota podatku dotycząca przepływów pieniężnych wygenerowanych w okresie przejściowym (kwota zapłacona przez Exxon, rozliczona z aktywem z tytułu podatku odroczonego LOTOS E&P Norge A.S.)	1.259,5	558,0
Aktywowane koszty związane z transakcją (C+D):	302,6	134,1
C. Kwota warunkowych przyszłych płatności wg umowy	285,5	126,5
D. Aktywowane koszty transakcyjne	17,1	7,6
E. Rezerwa rekultywacyjna	1.298,0	575,2
Razem (A+B+C+D+E)	2.631,5	1.166,0

Nabyte rzeczowe aktywa trwałe obejmują urządzenia infrastruktury wydobywczej (urządzenia techniczne i maszyny), natomiast pozostałe nabyte aktywa zaliczono do aktywów niematerialnych z tytułu poszukiwań i oceny zasobów mineralnych. W ramach rzeczowych aktywów trwałych Grupa ujmuje aktywo na przyszłe koszty likwidacji morskiej kopalni ropy naftowej w kwocie 575.177 tys. zł (1.298.076 tys. NOK). Wartość tego aktywa zależy od aktualizacji szacunku rezerwy utworzonej z tego samego tytułu.

Kwota ujętej przez Grupę rezerwy rekultywacyjnej stanowi najlepszy możliwy szacunek przyszłych kosztów związanych z rekultywacją terenu i została ujęta w sprawozdaniu finansowym zgodnie z wymogami MSR 37 „Rezerwy, zobowiązania warunkowe i aktywa warunkowe” oraz realizacją obowiązku wynikającego z międzynarodowych wymogów dotyczących rekultywacji terenu. Szacowany okres rekultywacji w przypadku złóż objętych transakcją będzie miał miejsce w latach 2016 - 2033, w związku z czym kwota przyszłych kosztów została ustalona przez Grupę przy zastosowaniu 4% stopy dyskonta i 2% stopy inflacji. Informacje na temat rezerw na kopalnie ropy naftowej i gazu na Morzu Północnym zaprezentowano w nocie 30.1.

Na dzień 31 grudnia 2015 roku Grupa dokonała analizy wrażliwości wartości aktywów pakietu Sleipner na zmiany kluczowych czynników makroekonomicznych, co zaprezentowano w poniższej tabeli:

Czynnik	Zmiana	Wpływ na poziom odpisów aktualizujących (w tysiącach złotych)
cena ropy naftowej i gazu ziemnego	+/- 15%.	-	- 109.231
wolumen produkcji	+/- 15%.	-	- 120.934
kurs USD/PLN	+/- 15%.	-	-
stopa dyskonta	+/- 0,5%.	-	-

Morska kopalnia gazu ziemnego i kondensatu Heimdal
Złoża Skirne/Byggve, Atla i Vale

Aktywa wydobywcze Grupy zlokalizowane na obszarze Heimdal obejmują udziały w złożach gazokondensatowych: Skirne/Byggve (30%), Alta (20%) oraz Vale (25,75%) nabyte wraz z udziałem w centrum przetwarzania oraz transportu gazu i kondensatu Heimdal, tzw. hub (5%) w grudniu 2013 roku.
 
Całość wydobytego przez Grupę gazu ziemnego i kondensatu z ww. złóż sprzedawana jest poza Grupę za pośrednictwem systemów rurociągów do różnych punktów odbioru w Wielkiej Brytanii i Europie kontynentalnej.

Infrastruktura produkcyjna morskiej kopalni Heimdal obejmuje stacjonarną platformę eksploatacyjną „Heimdal” wraz z infrastrukturą towarzyszącą (centrum przetwarzania oraz transportu gazu i kondensatu Heimdal - tzw. hub) oraz zagłowiczone podwodnie otwory produkcyjne.

Na dzień 31 grudnia 2015 roku Grupa przeprowadziła test na utratę wartości ww. aktywów i ustaliła ich wartość odzyskiwalną na poziomie wartości użytkowej oszacowanej metodą zdyskontowanych przyszłych przepływów pieniężnych dla poszczególnych złóż z obszaru Heimdal.

Główne założenia przyjęte do ustalenia wartości odzyskiwanej testowanych rzeczowych aktywów trwałych były następujące:

• okres prognozy przepływów pieniężnych odpowiada okresowi planowanej eksploatacji, 
• stopa dyskonta odpowiada średnioważonemu kosztowi kapitału i skalkulowana została na poziomie 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 na utratę wartości na dzień 31 grudnia 2015 roku w szacunkach Zarządu zostały uwzględnione dodatkowe korzyści, które zmaterializowały się w 2015 roku lub ich realizacja jest wysoce prawdopodobna, a nie były brane pod uwagę przy sporządzaniu testów na utratę wartości na dzień 31 grudnia 2014 roku:

• Heimdal hub – W okresie od grudnia 2015 roku do lutego 2016 roku operator platformy Heimdal (Statoil Petroleum AS) przeprowadził wiercenie nowego otworu produkcyjnego, którego eksploatacja zgodnie z prognozami operatora powinna rozpocząć się w 1 kwartale 2016 roku. Wielkość zasobów wynikająca z posiadanego przez Grupę udziału w platformie Heimdal wynosi blisko 0.3 mln boe (baryłek ekwiwalentu ropy, ang. barrel of oil equivalent).
• Złoże Atla - Zaobserwowano znaczące wydłużenie okresu fizycznej produkcji ze złoża. Poprzednie prognozy wskazywały na zakończenie fizycznej produkcji w roku 2015 podczas, gdy złoże nadal produkuje, a zakończenie fizycznej eksploatacji nastąpi najwcześniej w 2 kwartale 2016 roku.
• Złoże Skirne – Zgodnie z założeniami przekazanymi przez operatora złoża (Total E&P Norge AS) prognozuje się uzyskanie wyższego wolumenu produkcji węglowodorów.
• Złoże Vale – W profilu produkcji uwzględniono produkcje niskociśnieniową czyli tzw. LPP (ang. Low Pressure Production) - zarówno budżet licencji na rok 2016, jak i prognoza wieloletnia dla tego złoża przygotowana przez operatora (Centrica Resources (Norge) AS), zakłada poniesienie w 2016 roku wydatków inwestycyjnych, które umożliwią realizację produkcji niskociśnieniowej, a tym samym wydobycie dodatkowego wolumenu węglowodorów. Udział Grupy w dodatkowych zasobach wynikających z produkcji niskociśnieniowej wynosi około 1.1 mln boe.

Powyżej wymienione dodatkowe korzyści miały na tyle istotny pozytywny wpływ na szacunki Zarządu, że zminimalizowały wpływ negatywnych zmian cen ropy i gazu.

Na potrzeby szacunków przyjęto następujące założenia cenowe:

- 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 USD/bbl (za baryłkę ropy):

• 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 testu na utratę wartości kurs USD/NOK jest kursem krzyżowym skalkulowanym na podstawie krzywych forward dla par walutowych EUR/USD oraz EUR/NOK. Zauważalne wyraźne osłabienie NOK wobec USD oraz EUR to kolejny czynnik powodujący minimalizację niekorzystnych zmian cenowych.

Przeprowadzone testy aktywów z obszaru Heimdal w 2015 roku nie wykazały konieczności rozpoznania odpisu aktualizującego, który miałby obniżyć wartość rzeczowych aktywów trwałych związanych z wydobyciem węglowodorów.

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 odnośnie poziomu odpisów aktualizujących aktywów LOTOS E&P Norge w obszarze Heimdal na zmianę kluczowych założeń:

Czynnik	Zmiana	Wpływ na poziom odpisów aktualizujących (w tysiącach złotych)
cena ropy naftowej i gazu ziemnego	+/- 15%	-	- 25.317
wolumen produkcji	+/- 15%	-	- 25.393
kurs USD/NOK	+/- 15%	-	- 25.393
stopa dyskonta	+/- 0,5%	-	- 6.309

Na dzień 31 grudnia 2014 roku Grupa przeprowadziła test na utratę wartości ww. aktywów i ustaliła ich wartość odzyskiwalną na poziomie wartości użytkowej oszacowanej metodą zdyskontowanych przyszłych przepływów pieniężnych dla poszczególnych złóż.

Główne założenia przyjęte do ustalenia wartości odzyskiwanej testowanych rzeczowych aktywów trwałych były następujące:

• okres prognozy przepływów pieniężnych odpowiada okresowi planowanej eksploatacji, 
• stopa dyskonta odpowiada średnioważonemu kosztowi kapitału i skalkulowana została na poziomie 7,5% 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 szacunków przyjęto następujące założenia cenowe: 

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

• na lata 2015 – 2018 na poziomie zgodnym z założeniami cenowymi dostępnych rynkowych scenariuszy, 
• od roku 2019 ceny ropy naftowej przyjęto przy założeniu braku zmienności notowań w długim okresie kontynuując poziom zbliżony z rokiem 2018 skorygowany o indeks inflacji. 

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

• na lata 2015 – 2020 na poziomie zgodnym z założeniami cenowymi dostępnych rynkowych scenariuszy, a od roku 2021 przy założeniu braku zmienności notowań w długim okresie kontynuując poziom zbliżony z rokiem 2020 skorygowany o indeks inflacji. 

W wyniku przeprowadzonych testów dokonano odpisu aktualizującego wartość rzeczowych aktywów trwałych związanych z wydobyciem węglowodorów: Heimdal, Vale, Skirne, Atla w łącznej wysokości 45.854 tys. zł (91.690 tys. NOK), patrz nota 9.4 skonsolidowanego sprawozdania finansowego za rok 2014. 

Ponadto w wyniku opisanych wyżej testów dokonano odpisu aktualizującego wartość niematerialnych aktywów trwałych pakietu Heimdal, związanych z poszukiwaniem i oceną zasobów węglowodorów złoża Rind w kwocie 13.823 tys. zł (27.640 tys. NOK), patrz nota 15.1.1 oraz nota 9.4 skonsolidowanego sprawozdania finansowego za rok 2014.

Litwa

Lądowe kopalnie ropy naftowej

Działalność wydobywcza na Litwie prowadzona jest przez  grupę kapitałową AB LOTOS Geonafta (GK AB LOTOS Geonafta) w skład, której wchodzą spółki: AB LOTOS Geonafta, UAB Genciu Nafta, UAB Manifoldas. Grupa posiada także udziały we wspólnym przedsięwzięciu prowadzonym w formie spółki UAB Minijos Nafta.

Grupa posiada udziały w 17 lądowych złożach ropy naftowej na Litwie na 7 lądowych obszarach koncesyjnych (Plunge, Kłajpeda, Girkalai, Kretinga, Nausodis, Genciu oraz Gargzdai), z których 13 jest eksploatowanych.

Kluczowe aktywa ww. spółek obejmują złoża: Genciai (UAB Genciu Nafta), Girkalai, Kretinga, Nausodis (AB LOTOS Geonafta), Ablinga, Liziai, Siaures Vezaiciai, Auksoras (UAB Manifoldas), Agluonenai, Degliai, Pietu Siupariai, Pociai, Sakuciai, Siupariai, Uoksai, Vilkyciai (UAB Minijos Nafta). Na złożach Siaures Vezaiciai, Auksoras oraz Uoksai produkcja została zawieszona.

Rzeczowe aktywa trwałe związane z działalnością wydobywczą na Litwie obejmują lądowe zakłady wydobywcze należące do spółek GK AB LOTOS Geonafta, na które składają się elementy infrastruktury wydobywczej powierzchniowej i wgłębnej, obejmującej między innymi: otwory wydobywcze, pompy, rurociągi i zbiorniki na przechowywanie ropy naftowej i wody złożowej oraz z systemu separacji gazu ziemnego. Odwierty produkcyjne wyposażone są w pompy napowierzchniowe i pompy wgłębne. Transport w obrębie zakładu górniczego odbywa się poprzez system rurociągów do centrum magazynującego, skąd wydobyta ropa naftowa transportowana jest drogą lądową do terminalu morskiego w Lipawie na Łotwie, a następnie tankowcem do Gdańska, skąd sprzedawana jest Spółce.

W 2015 roku Grupa poniosła nakłady na rzeczowe aktywa trwałe związane z infrastrukturą wydobywczą na złożach litewskich w kwocie 8.290 tys. zł, natomiast w roku 2014 było to 14.902 tys. zł.

W wyniku przeprowadzonego na dzień 31 grudnia 2015 roku testu na utratę wartości lądowych kopalń ropy naftowej na Litwie, Grupa dokonała odpisu z tytułu utraty wartości infrastruktury wydobywczej związanej ze złożami Ablinga i Liziai w łącznej kwocie 6.314 tys. zł (w roku 2014: 2.708 tys. zł na złożu Ablinga), patrz nota 9.4. Metoda i założenia przyjęte do ustalenia wartości odzyskiwalnej tych aktywów były zbieżne z tymi, które zastosowano do ustalenia wartości odzyskiwanej testowanych na dzień 31 grudnia 2015 roku litewskich koncesji wydobywczych, jak opisano w nocie 15.1.2.

Ponadto w 2014 roku Grupa dokonała likwidacji nakładów na rzeczowe aktywa trwałe związane z odwiertem na strukturze Zvaginai w kwocie 5.772 tys. zł (patrz nota 9.4).

13.1.4 Aktywa na przyszłe koszty likwidacji kopalń ropy naftowej i gazu ziemnego

w tysiącach złotych	31 grudnia 2015	31 grudnia 2014
Aktywa związane z zagospodarowaniem zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego	-	24.573
Aktywa związane z wydobyciem zasobów ropy naftowej i gazu ziemnego	706.029	178.162
Razem	706.029	202.735

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 Rzeczowe aktywa trwałe rafineryjne i pozostałe

Rzeczowe aktywa trwałe rafineryjne i pozostałe obejmują głównie składniki majątkowe Grupy związane z jej działalnością produkcyjną i handlową oraz pomocniczą. Należą do nich przede wszystkim sieć stacji paliw, tabor kolejowy, bazy magazynowe, obiekty oraz infrastruktura Rafinerii, na których między innymi znajdują się zakłady, instalacje produkcyjne, rurociągi oraz budynki administracyjno - biurowe. W grupie tej prezentowane są także pozostałe aktywa segmentu wydobywczego, w tym statki oraz wielozadaniowa mobilna platforma wiertnicza.

W 2015 roku Grupa ponosiła nakłady inwestycyjne na rzeczowe aktywa trwałe rafineryjne i pozostałe w kwocie 469.179 tys. zł. Nakłady związane były głównie z rozbudową sieci stacji paliw, flotą cystern, budową instalacji Węzła Odzysku Wodoru (WOW), instalacją opóźnionego koksowania wraz z infrastrukturą towarzyszącą (EFRA) oraz remontami klasowymi morskich jednostek pływających. W 2014 roku Grupa ponosiła nakłady inwestycyjne na rzeczowe aktywa trwałe rafineryjne i pozostałe w kwocie 606.379 tys. zł. Nakłady związane były głównie z rozbudową bazy paliw w Poznaniu, budową instalacji Węzła Odzysku Wodoru (WOW), rozbudową sieci stacji paliw oraz nabyciem wielozadaniowej platformy „LOTOS Petrobaltic”.

Odpisy z tytułu utraty wartości rafineryjnych i pozostałych rzeczowych aktywów trwałych

W 2015 roku Grupa dokonała aktualizacji wartości rafineryjnych i pozostałych rzeczowych aktywów trwałych. Odpisy z tytułu utraty wartości wynosiły ogółem 15.980 tys. zł (w roku 2014: 32.652 tys. zł), patrz nota 9.4.

W 2015 roku spółka LOTOS Paliwa Sp. z o.o. dokonała odpisu z tytułu utraty wartości aktywów dotyczących stacji paliw w łącznej kwocie 7.812 tys. zł (w roku 2014: 15.765 tys. zł), patrz nota 9.4. Wartość odzyskiwalną aktywów trwałych sieci stacji paliw ustalono w oparciu o wartości użytkowe pojedynczych stacji stosując metodę zdyskontowanych przepływów finansowych. Wyliczenie dotyczące przyszłych przepływów pieniężnych zostało dokonane na podstawie prognoz przepływów pieniężnych na okres 5 lat, przygotowanych w oparciu o projekcje budżetowe na rok 2016 (w roku 2014: na rok 2015) oraz plan wpływów i wypływów środków pieniężnych w latach następnych w oparciu o strategię rozwoju do roku 2018. Wartość rezydualna dla zdyskontowanych przepływów pieniężnych została obliczona w oparciu o wzór renty wieczystej ze wzrostem. Zastosowano ekstrapolację dotyczącą przepływów pieniężnych wykraczających poza okres 5 lat przy użyciu stałej stopy wzrostu w wysokości 2,79% (w roku 2014: 1 %) w oparciu o ilościową prognozę dynamiki wzrostu konsumpcji paliw w Polsce w latach 2014 – 2020. Średni ważony koszt kapitału WACC netto według struktury finansowania dla spółki LOTOS Paliwa Sp. z o.o. przyjęto na poziomie 7,3% (w roku 2014: 6,13%). Indywidualnie wyliczone dla każdego ośrodka wypracowującego środki pieniężne zdyskontowane przepływy zostały ubruttowione.

Obliczenie wartości użytkowej ośrodków generujących środki pieniężne jest najbardziej wrażliwe na następujące zmienne:

• marża brutto, która bazuje na średnich wartościach marż jednostkowych w okresie poprzedzającym okres budżetowy (przyjęto średni spadek marży w stosunku do roku poprzedzającego o 6%),
• stopy dyskontowe, które odzwierciedlają ryzyka typowe dla ośrodka generującego przepływy pieniężne (przyjęto medianę kwotowań 5 letnich obligacji w PLN z listopada 2015 roku),
• wolumeny bazujące na dynamice wzrostu konsumpcji paliw (założono wzrost o 4%),
• udział w rynku w okresie budżetowym (przyjęto stabilny udział w rynku),
• stopa wzrostu zastosowana do szacowania przepływów pieniężnych poza okres budżetowy, która bazuje na ilościowej prognozie dynamiki konsumpcji paliw w Polsce w latach 2014 – 2020 opartej na raportach POPiHN, GUS, NBP i JBC w przypadku benzyn i na konsensusie prognoz rynkowych PKB. W przypadku oleju napędowego wykorzystano również konsensus prognoz rynkowych PKB i jego składowych z różnych źródeł (IBNGR, BZWBK, MILLENIUM, NBP, MG, EBOIR, WFM, OECD, KE, ERSTE GROUP).

W przypadku oszacowania wartości użytkowej stacji paliw Zarząd jest przekonany, że żadna racjonalnie możliwa zmiana jakiegokolwiek kluczowego założenia określonego powyżej nie spowoduje, iż wartość bilansowa znacząco przekroczy ich wartość odzyskiwalną.

Na dzień 31 grudnia 2014 roku spółka LOTOS Asfalt Sp. z o.o. dokonała testu na utratę wartości aktywów dotyczących zakładów w Jaśle i Czechowicach. W wyniku testu spółka LOTOS Asfalt Sp. z o.o. dokonała odpisu z tytułu utraty wartości aktywów dotyczących zakładu w Jaśle w kwocie 15.893 tys. zł (patrz nota 9.4). Podstawą dokonania odpisu było założenie restrukturyzacji działalności asfaltowej po uruchomieniu Projektu EFRA, w tym zawieszenie funkcjonowania infrastruktury produkcyjnej Jasła i Czechowic, przy jednoczesnym utrzymaniu produkcji w Gdańsku. Test na utratę wartości przeprowadzono metodą zdyskontowanych przepływów pieniężnych. Analizie poddane zostały planowane przepływy w latach 2015 - 2017. Test przeprowadzono przy założeniach wzrostu wolumenu sprzedaży w latach 2016 - 2017 w związku wykorzystywaniem środków na rozbudowę infrastruktury drogowej z nowego budżetu UE do 2020 roku (o około 27% w roku 2016 w porównaniu z rokiem 2015 oraz o dalsze 9% w roku 2017 w porównaniu do roku 2016). Zakładany wzrost sprzedaży w roku 2016 wynika z nowej perspektywy budżetowej UE i harmonogramu zadań inwestycyjnych PBDK 2014 - 2020, gdzie przewiduje się znaczne nakłady na infrastrukturę drogową. Spółka uwzględniła negatywny wpływ technologii cementowej na dynamikę sprzedaży, jednak ze względu na zaawansowany proces technologiczny budowania dróg z tego materiału kumulacja robót betonowych powinna nastąpić po 2018 roku. W latach 2016 - 2017 założono utrzymanie marżowości na poziomie zbliżonym do budżetowanej na 2015 rok, średni ważony koszt kapitału WACC netto przyjęto na poziomie 9%, założono stały poziom kosztów stałych oraz stały poziom jednostkowych kosztów sprzedaży (w których skład wchodzi głównie transport), wyliczenia przeprowadzono w cenach stałych (eliminacja inflacji zarówno z przychodów/kosztów oraz stopy dyskontowej).

13.3 Pozostałe informacje dotyczące rzeczowych aktywów trwałych

w tysiącach złotych	Rzeczowe aktywa trwałe użytkowane na podstawie leasingu finansowego
	31 grudnia 2015	31 grudnia 2014
Wartość księgowa brutto	334.209	198.557
Skumulowane umorzenie	93.403	47.328
Wartość księgowa netto	240.806	151.229

Grupa na podstawie umów leasingu finansowego użytkuje głównie aktywa związane z taborem kolejowym (segment produkcji i handlu), patrz też nota 27.4.

W poniższej tabeli przedstawiono pozycje, w których ujęto amortyzację rzeczowych aktywów trwałych:

w tysiącach złotych	za rok zakończony 31 grudnia 2015	za rok zakończony 31 grudnia 2014
Koszt własny sprzedaży	590.267	654.683
Koszty sprzedaży	68.197	63.030
Koszty ogólnego zarządu	20.302	17.128
Zmiana stanu produktów oraz korekta kosztu własnego	(4.554)	16.915
Razem	674.212	751.756

W roku 2015 Grupa aktywowała w wartości rzeczowych aktywów trwałych w toku budowy kwotę 1.331 tys. zł kosztów finansowych (w roku 2014: 2.693 tys. zł), patrz nota 13.2. Na dzień 31 grudnia 2015 roku wartość aktywowanych kosztów finansowania w ramach rzeczowych aktywów trwałych w toku budowy wynosiła 5.050 tys. zł (31 grudnia 2014: 5.655 tys. zł).

Na dzień 31 grudnia 2015 roku nie ujęte w sprawozdaniu z sytuacji finansowej przyszłe zobowiązania umowne Grupy dotyczące nakładów na rzeczowe aktywa trwałe wynosiły 1.768.229 tys. zł i dotyczyły głównie Projektu EFRA, realizacji projektu zagospodarowania złoża B-8 (Projekt B8), rozbudowy Rafinerii o instalację Węzła Odzysku Wodoru (WOW) oraz rozbudowy sieci stacji paliw.

Na dzień 31 grudnia 2014 roku nie ujęte w sprawozdaniu z sytuacji finansowej przyszłe zobowiązania umowne Grupy dotyczące nakładów na rzeczowe aktywa trwałe wynosiły 808.860 tys. zł i dotyczyły głównie przebudowy platformy wiertniczej na wydobywczą w spółce LOTOS Petrobaltic S.A., projektu instalacji opóźnionego koksowania (tzw. Projekt EFRA), rozbudowy Rafinerii o instalację Węzła Odzysku Wodoru (WOW) oraz rozbudowy sieci stacji paliw. 

Przyszłe zobowiązania umowne Grupy wynikają z realizacji „Programu Efektywność i Rozwój 2013-2015”.

Na dzień 31 grudnia 2015 roku wartość rzeczowych aktywów trwałych stanowiących zabezpieczenie zobowiązań Grupy wynosiła 6.402.952 tys. zł (31 grudnia 2014: 7.038.347 tys. zł).