Spis treści
Wysokie ceny gazu i ropy naftowej oraz energii elektrycznej przekładają się bezpośrednio na wyniki finansowe największych koncernów paliwowych. PKN Orlen zyskuje na przejęciu Grupy Lotos i – co będzie widoczne wkrótce – PGNiG. Koncerny zapowiadają wyższe dywidendy, skupują własne akcje i zmniejszają zadłużenie. Jednocześnie branża stoi przed perspektywą zapłacenia podatku od nadmiarowych zysków, do czego zobowiązuje unijne rozporządzenie.
W październiku ukazało się rozporządzenie Rady UE w sprawie interwencji w sytuacji nadzwyczajnej w celu rozwiązania problemu wysokich cen energii, które wprowadza „składkę solidarnościową” od zysków przedsiębiorstw działających w sektorach ropy naftowej, gazu ziemnego, węgla i rafinerii. Nadzwyczajny podatek, wysokości co najmniej 33 proc., ma objąć zyski w roku podatkowym rozpoczynającym się w 2022 lub 2023 r., które stanowią ponad 20-procentowy wzrost średniego rocznego dochodu podlegającego opodatkowaniu od 2018 r.
Uzyskane w ten sposób wpływy budżetowe państwa członkowskie mają przeznaczyć na wsparcie finansowe gospodarstw domowych i przedsiębiorstw oraz na złagodzenie skutków wysokich cen detalicznych energii elektrycznej. Komisja dopuszcza możliwość niewprowadzania tej nadzwyczajnej „składki”, jeśli krajowe regulacje już zapewniają odpowiednie opodatkowanie, które może być wyższe od tego minimalnego poziomu określonego w rozporządzeniu. Rozporządzenie wyraźnie stanowi, że państwa członkowskie powinny podjąć środki niezbędne do zapewnienia pełnego stosowania składki solidarnościowej i powinny wprowadzić niezbędne dostosowania w prawie krajowym.
Energia i gaz już opodatkowane, ropa i węgiel (jeszcze) nie
Polska jak na razie wprowadziła tylko rozwiązania podatkowe ograniczające dochody spółek obrotu energią elektryczną, wytwórców energii elektrycznej i firm wydobywających gaz ziemny. Resort finansów odsyła w tej sprawie do Ministerstwa Klimatu i Środowiska. Na pytanie, czy zyski firm naftowych także obejmie nadzwyczajny podatek w Polsce, minister klimatu i środowiska Anna Moskwa odpowiadała wcześniej przecząco. – Mamy i obrót i wytwarzanie energii i gaz. Pozostałych branż na razie nie planujemy, przynajmniej w tym resorcie – powiedziała minister w rozmowie z dziennikarzami 17 grudnia.
W sprawozdaniu finansowym za trzy kwartały PKN Orlen podał, że po trzech kwartałach zapłacił z tytułu podatku dochodowego 3,9 mld zł, podczas gdy za cały ubiegły rok – ok. 1,5 mld zł. Zysk po przejęciu PGNiG za cały rok może wynieść ok. 30 mld zł.
Zyski PKN Orlen za ostatni rok będą o ok. 200 proc. wyższe niż rok wcześniej. Spora zasługa w tym tego, że Lotos przerabiał w ubiegłym roku w rafinerii rosyjska ropę, znacznie tańszą niż Brent. W grudniu marże Lotosu były już o 68 proc. niższe niż w czerwcu 2022 r., a w tym roku 5 lutego wchodzą unijne sankcje na rosyjskie paliwa.
Bardzo trudno ocenić, ile mógłby zapłacić PKN Orlen, gdyby rząd zastosował opodatkowanie zgodne z unijnym rozporządzeniem. Szacunki analityków giełdowych są skrajnie różne i wahają się od kilku do kilkunastu miliardów złotych – wskazał w rozmowie z portalem WysokieNapiecie.pl Marek Garniewski, ekspert w obszarze strategii i innowacji oraz relacji inwestorskich PKN Orlen. Z kolei Konrad Włodarczyk, dyrektor biura relacji inwestorskich w PKN Orlen, zaznaczył, że nie jest jeszcze do końca znany wpływ regulacji gazowych, które z jednej strony nakładają na spółki wydobywające gaz ziemny obowiązek odpisu części zysków na Fundusz Wypłaty Różnicy Ceny, a z drugiej – przyznają rekompensaty dla sprzedawców gazu za stosowanie limitów cenowych.
Czytaj także: Kto się boi podatku dla koncernów energetycznych
Zarząd spółki podkreśla, że planowane inwestycje w transformację energetyczną wymagają dużych nakładów. – Jeśli transformacja energetyczna ma w Polsce nastąpić, to bez Orlenu jest to absolutnie niemożliwe. Dlatego tak ważne było to, żeby zadbać o finanse grupy. To jest ogromny sukces w skali europejskiej, światowej, że praktycznie udało nam się doprowadzić nasz dług netto do zera – powiedział podczas spotkania z dziennikarzami Jan Szewczak, członek zarządu PKN Orlen ds. finansowych.
– Oczywiście obserwujemy te zjawiska dotyczące podatku windfall tax. Nie tworzymy legislacji, staramy się wywiązywać z nakładanych na nas obowiązków. Jesteśmy świadomi tego, ze musimy posiadać środki na te ogromne inwestycje – PKN Orlen planuje w tym roku wydać na inwestycje ok. 36 mld zł, w ubiegłym roku było to ok. 16 mld zł – dodał prezes koncernu Daniel Obajtek.
Argumenty PKN Orlen okazały się na tyle przekonujące, że podatku od firm paliwowych póki co w Polsce nie ma, choć formalny obowiązek jego wprowadzenia, wynikający z unijnego rozporządzenia, wciąż istnieje.
– Silny wzrost cen nośników energii jest typowym wstrząsem podażowym, którego efektem są wyższe ceny oraz zmniejszenie produkcji. Jeśli w reakcji na taki wstrząs wprowadzane są programy rekompensat kierowanych do gospodarstw domowych i finansowanych poprzez wzrost zadłużenia publicznego, następuje wówczas tzw. akomodacja wstrząsu podażowego. Dzięki takiej akomodacji udaje się zwiększyć popyt, jednak następuje dodatkowy wzrost cen towarów i usług – tłumaczy główny ekonomista banku Credit Agricole dr Jakub Borowski.
Dodaje, że alternatywą wobec tak prowadzonej polityki fiskalnej jest finansowanie rekompensat z dodatkowych dochodów podatkowych, uzyskanych, na przykład, dzięki podatkowi od nadzwyczajnych zysków spółek energetycznych. – Mamy wówczas do czynienia z redystrybucją dochodów od spółek energetycznych do gospodarstw domowych. Zyski tych spółek są wówczas niższe, co zmniejsza popyt wskutek mniejszych wypłaconych dywidend lub niższych podwyżek płac w spółkach energetycznych. Podatek od nadzwyczajnych zysków spółek energetycznych jest zatem instrumentem solidarnościowym, którego konstrukcja jest odpowiedzią na zubożenie gospodarstw domowych będące następstwem wzrostu cen nośników energii-podsumowuje Borowski.
Rząd woli więc – przynajmniej na razie – zwiększać dług publiczny niż opodatkować największych paliwowo-węglowych potentatów, wśród których znalazłyby się także JSW.
W UE płacą, płaczą i idą do sądu
Shell ocenił, że podatki wprowadzone od nadzwyczajnych zysków w UE i Wielkiej Brytanii będą kosztowały koncern 2,4 mld dolarów (łącznie w trzecim i czwartym kwartale 2022 r.). Co ciekawe, Shell po raz pierwszy od pięciu lat zapłaci podatki w Wielkiej Brytanii, ponieważ koncern w ostatnich latach korzystał ze zwolnień podatkowych z tytułu inwestycji na Morzu Północnym. Węgierski MOL ocenił, że regulacje związane z ograniczeniem nadmiernych zysków na wszystkich 9 rynkach, gdzie jest obecny, skutkują odpisami na prawie 1,2 mld dol.
Na nadzwyczajny podatek w Europie nie zgodził się Exxon Mobil. Amerykański koncern poinformował, że jego niemieckie i holenderskie spółki zależne złożyły pozew przed sądem w Luksemburgu. Exxon oszacował, że w 2023 r. może zapłacić w Europie dodatkowe 2 mld dolarów podatku. „Podatek ten podważy zaufanie inwestorów, zniechęci do inwestycji i zwiększy zależność od importowanych produktów energetycznych i paliwowych” – przekazała spółka.
Spore grono państw europejskich już opodatkowało nadzwyczajne zyski firm energetycznych i paliwowych, albo jest w trakcie przyjmowania przepisów. Parlament Portugalii w grudniu zdecydował o opodatkowaniu zgodnie z unijnym rozporządzeniem zysków rafinerii, koncernów naftowych, gazowych, węglowych, ale także sieci spożywczych. Ten nadzwyczajny podatek obejmie lata 2022 i 2023. W Portugalii standardowy podatek wynosi 21 proc.
Włochy zabiorą 50 proc. tegorocznych zysków wynoszących ponad 10 proc. średniej z lat 2018-21. Holenderski rzad zaproponował „solidarnościową składkę” zgodnie z unijnym rozporządzeniem. Podobny poziom opodatkowania spółek naftowych, gazowych i węglowych planują Niemcy, nazywając to „składką z tytułu europejskiego kryzysu energetycznego”. Austria prowadzi podatek 40 proc., od zysków liczonych według unijnego rozporządzenia, ale firmy mogą ten poziom obniżyć do 33 proc., jeśli inwestują w odnawialne źródła energii.
Hiszpania opodatkuje dodatkowo stawką 1,2 proc. przychody firm energetycznych. Wielka Brytania planuje zwiększyć opodatkowanie producentów ropy i gazu, co – jak szacuje Reuters – zwiększy stopę opodatkowania tego sektora do 75 proc., jednego z najwyższych poziomów na świecie. Tu jednak rekordzistą pozostaje Norwegia, gdzie efektywny podatek od zysków z wydobycia ropy i gazu wynosi 78 proc. Equinor, który należy w większości do norweskiego rządu, zapłacił w tym roku w trzecim kwartale 17 mld dolarów podatków.
Dywidendy, skup akcji i bonusy
Międzynarodowa Agencja Energetyczna szacuje, że w tym roku producenci ropy i gazu na całym świecie mogą zarobić rekordowe 4 biliony dolarów, ponad dwukrotnie więcej niż wynosi pięcioletnia średnia dla branży. Koncerny energetyczne i paliwowe mają z czego płacić, bo zarabiają na ropie i gazie jak nigdy przedtem.
Zysk netto francuskiego TotalEnergies w trzecim kwartale wyniósł 9,9 mld dolarów, czyli ponad dwukrotnie więcej niż rok wcześniej i więcej niż spodziewali się analitycy. Nadzwyczajne wyniki francuski koncern uczci wypłacając bonusową dywidendę.
Shell, który jest liderem na rynku LNG, zarobił 9,5 mld dolarów, ale jest to mniej niż w drugim kwartale tego roku i trochę poniżej oczekiwań analityków, w dodatku koncern zwiększył nieznacznie zadłużenie. Akcjonariusze powinni być jednak zadowoleni, ponieważ zarząd Shella planuje też zwiększyć dywidendę o 15 proc. Koncern przeznaczy kolejne 4 mld dolarów na skup akcji, zwiększając tym samym całkowity wykup w ciągu roku do 18,5 mld dolarów.
BP, który miał w trzecim kwartale tego roku ponad 8 mld dolarów zysku, na wykup akcji przeznaczy kolejne 2,5 mld dolarów. Od początku roku brytyjski koncern zmniejszył zadłużenie o 10 mld dolarów.
Norweski Equinor, który zastąpił Gazprom na miejscu największego dostawcy gazu w Europie, na skup własnych akcji panuje przeznaczyć 6 mld dolarów. Włoski ENI także przeprowadza program wykupu akcji i obligacji.
Inwestycje w nowe złoża
Duże firmy paliwowe mają rozbudowane działy handlowe, co zapewnia im zyski ze sprzedaży ropy i gazu. Ceny gazu w Europie wzrosły ponad czterokrotnie w ciągu ostatniego roku w związku z wojną na Ukrainie. To wywołało pośpiech w poszukiwaniu alternatyw, takich jak LNG, który jest sprowadzany z tańszych regionów i sprzedawany w Europie po znacznie wyższych stawkach.
Główni producenci eksploatują złoża rozsiane niemal po całym świecie – od Norwegii, przez Afrykę, Amerykę (tu PKN Orlen na złoża w Kanadzie) aż po Indonezję i Papuę Nową Gwineę. Firmy chętnie inwestują w gaz, zwłaszcza projekty LNG na Bliskim Wschodzie i Afryce, np. włoski ENI kupił pływającą platformę FLNG do produkcji LNG w Republice Kongo.
Czytaj także: UE się dogadała, limit ceny na rosyjską ropę
Według szacunków organizacji Carbon Tracker, w ubiegłym roku 20 największych koncernów paliwowych na świecie wydało 136 mld dolarów na nowe złoża ropy i gazu, a kolejne 30 mld dolarów wydały w pierwszym kwartale tego roku. Europejskie koncerny Eni, Shell i TotalEnergies zobowiązały się jedynie do redukcji produkcji ropy, ale planują zwiększenie wydobycia gazu – podaje Carbon Tracker. Większość projektów, które dostały pozwolenia w ubiegłym roku, zacznie dostarczać surowce w połowie tej dekady.
PKN Orlen w wyniku przejęcia Grupy Lotos znacznie zwiększył własne wydobycie węglowodorów (ropy, gazu i kondensatu) do 30 boe/dzień, a po połączeniu z PGNiG ta ilość mocno wzrośnie (zapewne ponad 100 boe/dzień). PGNiG Upstream Norway jest partnerem nieoperacyjnym na 13 eksploatacyjnych złożach oraz 7 w fazie rozwojowej na Norweskim Szelfie Kontynentalnym. Na początku tego roku PGNiG informował, że posiada rekordową liczbę 61 koncesji. W grudniu norweska spółka zależna PKN Orlen rozpoczęła przygotowania do zagospodarowania wraz z partnerami dwóch kolejnych złóż – Verdande (ropa i gaz) i King Lear (gaz), ich eksploatacja może ruszyć w latach 2025-27.
Rosyjskie aktywa dały zarobić
Natomiast pozbywanie się udziałów w rosyjskich aktywach nie odbywa się bez turbulencji. Francuski TotalEnergies dopiero po publikacji w dzienniku „Le Monde” obwieścił, że godzi się na utratę aktywów wartych 3,7 mld dolarów w związku z wycofaniem z rosyjskiego Novateku. Firmy eksploatowały wspólnie złoże gazu na Syberii dostarczające m.in. paliwo rosyjskim samolotom wojskowym. Koncern odtąd ma nie czerpać zysków z tego przedsięwzięcia, choć nie sprzedaje swoich udziałów, tłumacząc się tym że udziałowcy Novateku są objęci sankcjami.
Czytaj także: MAE: Rosja bezpowrotnie straciła pozycję na rynku paliw
BP tuż po ataku Rosji na Ukrainę wycofał się z przedsięwzięcia z Rosnieftem, odpisując 25 mld dol., jednak podobnie sprzedaż udziałów nie była możliwa. Dywidenda z „krwawych aktywów” wpływa więc na rosyjskie konta depozytowe. Jak podaje „Financial Times”, BP odmówił podjęcia tych pieniędzy, natomiast TotalEnergies nie informuje, co się z tą dywidendą teraz stanie. Shell w marcu obwieścił, że wycofuje się ze wszystkich rosyjskich projektów.
Total wycofał się z projektu naftowego, ale nadal eksportuje LNG do Europy z Jamału, gdzie posiada 20 proc. udziałów. Import rosyjskiego LNG wzrósł o ponad 40 procent między styczniem a październikiem do 17,8 mld metrów sześciennych – podaje „FT”.
Mimo dążenia UE do zmniejszenia uzależnienia od rosyjskich dostaw, nadal nie ma ograniczeń w imporcie rosyjskiego gazu do Europy, bo na razie tego gazu nie ma jak zastąpić.
