| w tysiącach złotych | 31 grudnia 2008 | 31 grudnia 2007 |
|---|---|---|
| (badane) | (badane) | |
| Grunty | 227.871 | 214.173 |
| Budynki i budowle | 1.705.246 | 1.729.902 |
| Urządzenia techniczne i maszyny | 616.571 | 679.138 |
| Środki transportu i pozostałe | 235.464 | 255.868 |
| Środki trwałe w budowie | 2.747.460 | 592.166 |
| - w tym wartość aktywowanych kosztów finansowania | 161.033 | 3.860 |
| Razem rzeczowe aktywa trwałe | 5.532.612 | 3.471.247 |
| Zaliczki na środki trwałe w budowie | 1.200.713 | 781.780 |
| - w tym wartość aktywowanych kosztów finansowania | 37.612 | 6.953 |
| Razem | 6.733.325 | 4.253.027 |
Zmiany w rzeczowych aktywach trwałych oraz zaliczkach na środki trwałe w budowie
| w tysiącach złotych | Grunty | Budynki i budowle | Urządzenia techniczne i maszyny |
Środki transportu i pozostałe | Środki trwałe w budowie |
Zaliczki na środki trwałe w budowie |
Razem | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| - aktywa z tytułu poszukiwań i oceny zasobów minerałów(1) |
- aktywa z tytułu poszukiwań i oceny zasobów minerałów(1) |
||||||||
| Wartość księgowa brutto 1 stycznia 2007 (badane) |
218.769 | 1.933.758 | 128.016 | 1.175.822 | 543.414 | 353.335 | 58.240 | 148.018 | 4.373.116 |
| Zwiększenia | 3.790 | 172.575 | 136 | 62.369 | (47.795) | 288.703 | 10.799 | 681.601 | 1.161.243 |
| - zakup | 38 | - | - | 389 | 16.059 | 470.193 | 10.799 | 681.601 | 1.168.280 |
| - z rozliczenia z inwestycji | 4.453 | 82.933 | 136 | 59.125 | 11.810 | (181.834) | - | - | (23.513) |
| - transfer | - | 78.983 | - | (13) | (78.991) | - | - | - | (21) |
| - przeklasyfikowane do aktywów dostępnych do sprzedaży | (1.144) | (3.429) | - | (183) | (68) | - | - | - | (4.824) |
| - zreklasyfikowane z aktywów dostępnych do sprzedaży | - | 451 | - | 59 | 13 | - | - | - | 523 |
| - zmiana struktury grupy kapitałowej | 443 | 13.626 | - | 2.920 | 3.376 | 335 | - | - | 20.700 |
| - pozostałe | - | 11 | - | 72 | 6 | 9 | - | - | 98 |
| Zmniejszenia | (1.133) | (10.186) | (3.878) | (6.091) | (23.438) | (7.274) | - | (47.839) | (95.961) |
| - sprzedaż | (1.133) | (435) | - | (1.229) | (5.672) | (141) | - | - | (8.610) |
| - likwidacja | - | (8.591) | (3.878) | (4.348) | (4.989) | - | - | - | (17.928) |
| - aktywa z tytułu likwidacji Morskich Kopalni Ropy | - | (923) | - | - | - | - | - | - | (923) |
| - różnice kursowe z przeliczenia jednostek zagranicznych | - | - | - | (378) | (12.762) | - | - | - | (13.140) |
| - pozostałe | - | (237) | - | (136) | (15) | (7.133) | - | (47.839) | (55.360) |
| Wartość księgowa brutto 31 grudnia 2007 (badane) |
221.426 | 2.096.147 | 124.274 | 1.232.100 | 472.181 | 634.764 | 69.039 | 781.780 | 5.438.398 |
| Wartość księgowa brutto 1 stycznia 2008 (badane) |
221.426 | 2.096.147 | 124.274 | 1.232.100 | 472.181 | 634.764 | 69.039 | 781.780 | 5.438.398 |
| Zwiększenia | 17.597 | 90.561 | 2.430 | 78.067 | 51.510 | 2.229.361 | 25.671 | 778.958 | 3.246.054 |
| - zakup | - | - | - | 1.412 | 17.017 | 2.241.124 | 28.049 | 748.294 | 3.007.847 |
| - z rozliczenia z inwestycji | 18.255 | 69.137 | 2.430 | 76.057 | 15.930 | (187.922) | (2.430) | - | (8.543) |
| - transfer | (443) | (1.726) | - | 104 | 8.689 | (3.010) | - | - | 3.614 |
| - przeklasyfikowane do aktywów dostępnych do sprzedaży | (1.165) | (122) | - | - | (4.546) | - | - | - | (5.833) |
| - zreklasyfikowane z aktywów dostępnych do sprzedaży | 933 | - | - | - | 1 | - | - | - | 934 |
| - różnice kursowe z przeliczenia jednostek zagranicznych | - | - | - | 494 | 14.247 | - | - | - | 14.741 |
| - aktywa z tytułu likwidacji Morskich Kopalni Ropy | - | 23.094 | - | - | - | 6.950 | 52 | - | 30.044 |
| - koszty finansowania zewnętrznego | - | - | - | - | - | 157.173 | - | 30.659 | 187.832 |
| - pozostałe | 17 | 178 | - | - | 172 | 15.046 | - | 5 | 15.418 |
| Zmniejszenia | (1.984) | (4.802) | - | (4.994) | (17.854) | (76.076) | - | (360.025) | (465.735) |
| - sprzedaż | (1.984) | (4.335) | - | (1.252) | (15.348) | (74.964) | - | - | (97.883) |
| - likwidacja | - | (292) | - | (3.736) | (2.503) | (45) | - | - | (6.576) |
| - różnice kursowe z przeliczenia jednostek zagranicznych | - | - | - | - | (3) | - | - | - | (3) |
| - pozostałe | - | (175) | - | (6) | - | (1.067) | - | (360.025) | (361.273) |
| Wartość księgowa brutto 31 grudnia 2008 (badane) |
237.039 | 2.181.906 | 126.704 | 1.305.173 | 505.837 | 2.788.049 | 94.710 | 1.200.713 | 8.218.717 |
| Skumulowane umorzenie 1 stycznia 2007 (badane) | 6.069 | 249.892 | 16.159 | 424.921 | 183.525 | - | - | - | 864.407 |
| Zwiększenia | 1.384 | 115.228 | 6.584 | 130.466 | 44.638 | - | - | - | 291.716 |
| - amortyzacja | 1.450 | 105.070 | 6.584 | 130.335 | 55.051 | - | - | - | 291.906 |
| - transfer | - | 10.887 | - | (16) | (10.984) | - | - | - | (113) |
| - przeklasyfikowane do aktywów dostępnych do sprzedaży | (66) | (810) | - | (139) | (67) | - | - | - | (1.082) |
| - zreklasyfikowane z aktywów dostępnych do sprzedaży | - | 55 | - | 44 | 9 | - | - | - | 108 |
| - zmiana struktury grupy kapitałowej | - | - | - | 229 | 584 | - | - | - | 813 |
| - inne zwiększenia | - | 26 | - | 13 | 45 | - | - | - | 84 |
| Zmniejszenia | (211) | (1.795) | (1.047) | (4.323) | (12.665) | - | - | - | (18.994) |
| - sprzedaż | (211) | (27) | - | (791) | (3.859) | - | - | - | (4.888) |
| - likwidacja | - | (1.631) | (1.047) | (3.186) | (3.857) | - | - | - | (8.674) |
| - różnice kursowe z przeliczenia jednostek zagranicznych | - | - | - | (282) | (4.925) | - | - | - | (5.207) |
| - pozostałe | - | (137) | - | (64) | (24) | - | - | - | (225) |
| Skumulowane umorzenie 31 grudnia 2007 (badane) |
7.242 | 363.325 | 21.696 | 551.064 | 215.498 | - | - | - | 1.137.129 |
| Skumulowane umorzenie 1 stycznia 2008 (badane) |
7.242 | 363.325 | 21.696 | 551.064 | 215.498 | - | - | - | 1.137.129 |
| Zwiększenia | 1.568 | 108.832 | 8.006 | 135.315 | 57.677 | - | - | - | 303.392 |
| - amortyzacja | 1.529 | 109.345 | 8.006 | 135.058 | 50.591 | - | - | - | 296.523 |
| - transfer | - | (513) | - | (132) | (23) | - | - | - | (668) |
| - zreklasyfikowane z aktywów dostępnych do sprzedaży | 39 | - | - | - | 1 | - | - | - | 40 |
| - różnice kursowe z przeliczenia jednostek zagranicznych | - | - | - | 389 | 7.008 | - | - | - | 7.397 |
| - inne zwiększenia | - | - | - | - | 100 | - | - | - | 100 |
| Zmniejszenia | (67) | (483) | - | (3.181) | (10.965) | - | - | - | (14.696) |
| - sprzedaż | (67) | (417) | - | (739) | (8.492) | - | - | - | (9.715) |
| - likwidacja | - | (37) | - | (2.439) | (2.472) | - | - | - | (4.948) |
| - różnice kursowe z przeliczenia jednostek zagranicznych | - | - | - | - | (1) | - | - | - | (1) |
| - pozostałe | - | (29) | - | (3) | - | - | - | - | (32) |
| Skumulowane umorzenie 31 grudnia 2008 (badane) |
8.743 | 471.674 | 29.702 | 683.198 | 262.210 | - | - | - | 1.425.825 |
| Odpisy z tytułu trwałej utraty wartości 1 stycznia 2007 (badane) |
329 | 6.632 | - | 3.934 | 2.265 | 10.692 | 8.147 | - | 23.852 |
| Zwiększenia | 11 | 922 | - | 516 | 699 | 31.916 | 7.231 | - | 34.064 |
| Zmniejszenia | (329) | (4.634) | - | (2.552) | (2.149) | (10) | - | - | (9.674) |
| Odpisy z tytułu trwałej utraty wartości 31 grudnia 2007 (badane) |
11 | 2.920 | - | 1.898 | 815 | 42.598 | 15.378 | - | 48.242 |
| Odpisy z tytułu trwałej utraty wartości 1 stycznia 2008 (badane) |
11 | 2.920 | - | 1.898 | 815 | 42.598 | 15.378 | - | 48.242 |
| Zwiększenia | 414 | 3.135 | - | 4.199 | 8.138 | 401 | 66 | - | 16.287 |
| Zmniejszenia | - | (1.069) | - | (693) | (790) | (2.410) | - | - | (4.962) |
| Odpisy z tytułu trwałej utraty wartości 31 grudnia 2008 (badane) |
425 | 4.986 | - | 5.404 | 8.163 | 40.589 | 15.444 | - | 59.567 |
| Wartość księgowa netto 1 stycznia 2007 (badane) |
212.371 | 1.677.234 | 111.857 | 746.967 | 357.624 | 342.643 | 50.093 | 148.018 | 3.484.857 |
| Wartość księgowa netto 31 grudnia 2007 (badane) |
214.173 | 1.729.902 | 102.578 | 679.138 | 255.868 | 592.166 | 53.661 | 781.780 | 4.253.027 |
| Wartość księgowa netto 31 grudnia 2008 (badane) |
227.871 | 1.705.246 | 97.002 | 616.571 | 235.464 | 2.747.460 | 79.266 | 1.200.713 | 6.733.325 |
(1) Wartość aktywów z tytułu poszukiwań i oceny zasobów minerałów wykazanych w rzeczowych aktywach trwałych oraz zaliczkach na środki trwałe w budowie obejmuje wartość oddanych do eksploatacji odwiertów oraz odwiertów poszukiwawczych.
Wartość netto składników rzeczowego majątku trwałego stanowiącego zabezpieczenie zobowiązań Grupy na dzień 31 grudnia 2008 roku wyniosła 1.698.295 tysięcy złotych (31 grudnia 2007: 575.331 tysięcy złotych).
Koszty obsługi zobowiązań w celu sfinansowania środków trwałych w budowie oraz zaliczek na środki trwałe w budowie w okresie roku zakończonego dnia 31 grudnia 2008 roku wyniosły 187.832 tysięcy złotych (31 grudnia 2007: 10.813 tysięcy złotych).
Wartość netto aktywa z tytułu likwidacji zakładu górniczego, o którym mowa w Nocie 10.5. Dodatkowych informacji i objaśnień, na dzień 31 grudnia 2008 roku wyniosła 75.076 tysięcy złotych (31 grudnia 2007: 58.005 tysięcy złotych).
Koszty amortyzacji aktywów z tytułu poszukiwania i oceny zasobów minerałów w okresie 12 miesięcy zakończonych dnia 31 grudnia 2008 roku wyniosły 9.375 tysięcy złotych (31 grudnia 2007: 6.754 tysięcy złotych).
W okresie 12 miesięcy zakończonych dnia 31 grudnia 2008 roku koszty odpisów z tytułu utraty wartości aktywów z tytułu poszukiwania i oceny zasobów minerałów wyniosły 66 tysięcy złotych (31 grudnia 2007: 7.231 tysięcy złotych).
Wartość godziwa wykazywanego w ewidencji pozabilansowej prawa wieczystego użytkowania gruntów otrzymanego na mocy decyzji administracyjnych na dzień 31 grudnia 2008 roku oraz 31 grudnia 2007 roku wyniosła 163.446 tysięcy złotych.
Informacja dotycząca perspektyw zagospodarowania złóż gazowych B-4 i B-6
Pozycja Środki trwałe w budowie obejmuje m.in. nakłady poniesione przez spółkę Petrobaltic S.A. na poszukiwania złóż gazowych w obszarach B-4 i B-6 w wysokości 47.937 tysięcy złotych. Spółka Petrobaltic S.A. zleciła opracowanie analizy opłacalności zagospodarowania tych złóż. Wyniki przeprowadzonej analizy wskazują na konieczność poniesienia znaczących nakładów inwestycyjnych umożliwiających uzyskanie przemysłowego przypływu węglowodorów z zachowaniem dodatniej rentowności projektu. Mimo planowanej nadwyżki przychodów ze sprzedaży produktów uzyskanych w wyniku eksploatacji złóż nad kosztami ich zagospodarowania i eksploatacji, nie przewiduje się w perspektywie średnioterminowej poniesienia istotnych nakładów na ten cel. Zarząd Petrobaltic S.A. stoi na stanowisku, iż z uwagi na strategiczny charakter tych złóż oraz zmieniające się ceny i warunki dostaw surowców energetycznych z zagranicy, ich zagospodarowanie - mimo konieczności zaangażowania znaczących środków - jest możliwie w sytuacji zsynchronizowania planów inwestycyjnych spółki Petrobaltic S.A. z planami inwestycyjnymi Grupy LOTOS S.A. Prowadzone obecnie działania biorą pod uwagę m.in. pozyskanie partnera gwarantującego możliwość wspólnego zagospodarowania złóż gazowych B - 4 i B - 6. Dokonane dotychczas przez potencjalnych kooperantów analizy geologiczne i zasobowe złóż potwierdzają ich pozytywną ocenę, a tym samym otwierają drogę do dalszej współpracy zmierzającej do wspólnego przedsięwzięcia inwestycyjnego w tym zakresie. Spółka skierowała do potencjalnych partnerów specyfikację precyzującą warunki składania ofert związanych z partnerskim zagospodarowaniem złóż B - 4 i B - 6.
Informacja dotycząca udziałów w norweskich koncesjach wydobywczych
i poszukiwawczych
Pozycja Środki trwałe w budowie obejmuje m.in. nakłady poniesione przez spółkę LOTOS Exploration and Production Norge AS na zakup udziałów w norweskich koncesjach wydobywczych i poszukiwawczych dotyczące udziałów w złożu YME w wysokości 1.091.974 tysięcy złotych.
Zakup udziałów w norweskich koncesjach wydobywczych
W dniu 20 maja 2008 roku spółka LOTOS Exploration and Production Norge AS podpisała z norweską spółką REVUS Energy ASA porozumienie dotyczące zakupu 10% udziałów w koncesjach wydobywczych nr PL 316, PL 316B, PL 316CS i PL 316DS na Morzu Północnym. Zakupione koncesje obejmują złoże YME wraz z dodatkowym obszarem poszukiwawczym. Złoże YME znajduje się w odległości 110 km od brzegu w południowej części norweskiego sektora Morza Północnego. Zasoby wydobywalne ropy naftowej złoża YME odpowiadające 10% udziałowi LOTOS Exploration and Production Norge AS oszacowane przez operatora (firma Talisman) wynoszą około 6,8 miliona baryłek (około 900 tysięcy ton). Rozpoczęcie wydobycia ze złoża planowane jest na drugą połowę 2009 roku.
Wartość transakcji wynosi 52,5 miliona USD (tj. 114.770 tysięcy złotych według średniego kursu ustalonego dla USD przez NBP na dzień 20 maja 2008 roku). Około 20% ceny pokrywa przejęcie praw do odliczeń podatkowych przysługujących sprzedającemu z tytułu poniesionych inwestycji.
Umowa przewidywała wejście w życie po spełnieniu warunków: uzyskania zgód Walnego Zgromadzenia Akcjonariuszy Petrobaltic S.A. i norweskiego Ministerstwa Energii i Ropy, której podstawę stanowi zakończenie procesu formalnej prekwalifikacji LOTOS Exploration and Production Norge AS dotyczącej prowadzenia działalności na norweskim szelfie kontynentalnym.
W dniu 29 sierpnia 2008 roku, po spełnieniu wszystkich warunków zawieszających obejmujących, zgodę Walnego Zgromadzenia Akcjonariuszy Petrobaltic S.A. i norweskiego Ministerstwa Energii i Ropy spółka LOTOS Exploration and Production Norge AS nabyła wszelkie prawa i obowiązki związane z własnością 10% udziałów w koncesjach wydobywczych. Wartość opisywanej umowy dotyczącej zakupu udziałów w norweskich koncesjach wydobywczych wynosi 52,5 milionów USD (tj. 119,1 milionów złotych według średniego kursu ustalonego dla USD przez NBP na dzień 29 sierpnia 2008 roku), która zostanie powiększona o kwotę wynikającą z poniesionych przez spółkę REVUS Energy ASA nakładów inwestycyjnych w uzgodnionym przez strony okresie poprzedzającym dzień nabycia praw i obowiązków związanych z w/w koncesjami w wysokości około 12 milionów USD (tj. 27,2 milionów złotych według średniego kursu ustalonego dla USD przez NBP na dzień 29 sierpnia 2008 roku). Pozostałe do poniesienia nakłady inwestycyjne licząc od dnia 29 sierpnia 2008 roku (przypadające na 10% udział w złożu YME) związane z uruchomieniem produkcji wynoszą około 65 milionów USD (tj. 147,5 milionów złotych według średniego kursu ustalonego dla USD przez NBP na dzień 29 sierpnia 2008 roku).
Transakcja została sfinansowana w oparciu o pożyczkę i podniesienie kapitału przez spółkę Petrobaltic S.A.
Zabezpieczeniem wykonania przedmiotowej transakcji była bezwarunkowa i nieodwołalna gwarancja wystawiona przez spółkę Petrobaltic S.A. na rzecz REVUS Energy ASA, która w związku z wykonaniem umowy przez spółkę LOTOS Exploration and Production Norge AS wygasła, zaś dokument gwarancji został zwrócony przez REVUS Energy ASA do wystawcy (patrz Nota 42 Dodatkowych informacji i objaśnień).
Cena zakupu 10% udziałów w koncesjach wydobywczych nr PL 316, PL 316B, PL 316CS i PL 316DS na Morzu Północnym, opisanych powyżej, wynikająca z całkowitego rozliczenia transakcji i obejmująca cenę zakupu (52,5 milionów USD), wartość uiszczonych zaliczek oraz wartość odpowiadającą 10% udziałowi spółki LOTOS Exploration and Production Norge AS w nakładach inwestycyjnych poniesionych przez REVUS Energy ASA w okresie od dnia ważności porozumienia (effective date) do dnia spełnienia warunków zawieszających wyniosła 367.775 tysięcy NOK.
W dniu 22 października 2008 roku spółka LOTOS Exploration and Production Norge AS podpisała z norweską spółką Det Norske Oljeselskap ASA porozumienie dotyczące zakupu kolejnych 10% udziałów w koncesjach wydobywczych nr PL 316, PL 316B, PL 316CS i PL 316DS na Morzu Północnym. Opisywana transakcja jest drugim w 2008 roku zakupem udziałów w złożu YME. Powyższa umowa przewidywała wejście w życie po uzyskaniu zgód norweskiego Ministerstwa Energii i Ropy oraz norweskiego Ministerstwa Finansów.
Wartość transakcji wynosi 390 milionów NOK (tj. 161 milionów złotych według średniego kursu ustalonego dla NOK przez NBP na dzień 22 października 2008 roku). Około 30% ceny pokrywa przejęcie praw do odliczeń podatkowych przysługujących sprzedającemu z tytułu poniesionych inwestycji. Wynagrodzenie zostanie dodatkowo powiększone o kwotę wynikającą z poniesionych nakładów inwestycyjnych (przypadających na te 10% udział w złożu YME) w okresie od stycznia 2008 roku do dnia zamknięcia transakcji, których szacunkowa wielkość wynosi 180 milionów NOK (tj. 74 milionów złotych według średniego kursu ustalonego dla NOK przez NBP na dzień 22 października 2008 roku). Pozostałe nakłady inwestycyjne (przypadające na te 10% udział w złożu YME) przed uruchomieniem produkcji na złożu szacowane są na około 50 milionów USD (tj. 144 milionów złotych według średniego kursu ustalonego dla USD przez NBP na dzień 22 października 2008 roku).
W dniu 30 grudnia 2008 roku nastąpiło spełnienie wszystkich warunków zawieszających i spółka
LOTOS Exploration and Production Norge AS nabyła wszelkie prawa i obowiązki związane z własnością 10% udziałów w koncesjach wydobywczych PL 316, PL 316B, PL 316CS i PL 316 DS YME na Morzu Północnym. Zakupione od spółki Det Norske Oljeselskap koncesje obejmują projekt zagospodarowania złoża YME oraz obszary poszukiwawcze. W związku z tą transakcją spółka dokonała zapłaty w dniu 20 stycznia 2009 roku kwoty 547 milionów NOK (tj. 257,8 milionów złotych według średniego kursu ustalonego dla NOK przez NBP na dzień 20 stycznia 2009 roku), na które składały się: cena zakupu, nakłady inwestycyjne związane z zagospodarowaniem złoża YME oraz koszty poszukiwań w koncesjach ponoszone pomiędzy datą ekonomiczną transakcji a datą rozliczenia transakcji wraz z odsetkami za ten okres. Transakcja została sfinansowana w oparciu o pożyczkę i podniesienie kapitału przez Petrobaltic S.A.
W wyniku finalizacji obydwu tegorocznych transakcji LOTOS Exploration and Production Norge AS stała się posiadaczem łącznie 20% udziału w złożu YME, któremu odpowiadają zasoby wydobywalne ropy naftowej (szacunek operatora złoża, firmy Talisman) na poziomie 13,6 milionów baryłek (około 1.800 tysięcy ton).
Nabycie udziałów w koncesjach poszukiwawczych przez LOTOS Exploration
and Production Norge AS
Spółka LOTOS Exploration and Production Norge AS zawarła w dniu 26 sierpnia 2008 roku umowę nabycia 20% udziałów w koncesji poszukiwawczej PL 455 dotyczącej obszaru 1.365 km kwadratowych, zlokalizowanego w południowej części norweskiego sektora Morza Północnego. Spółka LOTOS Exploration and Production Norge AS podpisała w/w umowę z norweską firmą poszukiwawczo-wydobywczą Noreco. Spółka LOTOS Exploration and Production Norge AS uzyska 20% udział w licencji w zamian za pokrycie 40% spodziewanych kosztów ponoszonych przez firmę Noreco w związku z prowadzeniem badań sejsmicznych w ramach licencji PL 455, czyli około 38 milonów NOK (tj. 15,9 milionów złotych wg średniego kursu ustalonego dla NOK przez NBP na dzień 26 sierpnia 2008 roku). Transakcja przewidywała wejście w życie po uzyskaniu stosownych zgód wydanych przez norweskie Ministerstwo Finansów oraz Ministerstwo Energii i Ropy. Koncesja PL 455 została przyznana firmie Noreco w ramach rundy kwalifikacyjnej APA 2007. Noreco jest również operatorem w/w koncesji i posiada w niej 50% udział po zawarciu transakcji z LOTOS Exploration and Production Norge AS. Przeprowadzenie badań sejsmicznych planowane jest w latach 2008 – 2009, zaś wiercenia potwierdzające potencjalne zasoby w 2010 roku. Zgodnie z norweskim systemem podatkowym, w razie zakończenia poszukiwań niepowodzeniem, 78% poniesionych kosztów może zostać zrefundowanych.
W dniu 31 października 2008 roku, po spełnieniu wszystkich warunków zawieszających spółka LOTOS Exploration and Production Norge AS nabyła wszelkie prawa i obowiązki związane z własnością 20% udziałów w koncesji poszukiwawczej PL 455.
Wielkość rezerw ropy i gazu Grupy Kapitałowej Grupy LOTOS S.A.
Wielkość rezerw ropy i gazu Grupy Kapitałowej Grupy LOTOS S.A. na dzień 31 grudnia 2008 roku wynosi:
Ropa naftowa wg kategorii 2P* - 5,0 mln ton,
Gaz zmienny wg kategorii 2P* - 4,4 mln metrów sześciennych.
*2P - zasoby pewne oraz zasoby prawdopodobne.
Program 10+ (Program Kompleksowego Rozwoju Technicznego)
Elementem strategii rozwoju Grupy Kapitałowej Grupy LOTOS S.A., jest realizacja Programu 10+. Celem Programu jest zwiększenie zdolności przerobowej rafinerii w Gdańsku o około 75%, czyli do 10,5 miliona ton ropy naftowej rocznie przy wyższym współczynniku konwersji.
Po zakończeniu fazy przygotowawczej projektu, rozpoczęto wdrożenie Programu 10+. Do końca 2010 roku zostaną wybudowane następujące instalacje w rafinerii Grupy LOTOS S.A. w Gdańsku:
- instalacja destylacji ropy (CDU/VDU),
- instalacja hydroodsiarczania olejów napędowych (HDS),
- instalacja hydrokrakingu (MHC),
- instalacja przerobu ciężkiej pozostałości (ROSE),
- wytwórnia wodoru (HGU),
- kompleks aminowo-siarkowy (KAS),
- rozbudowa infrastruktury (zbiorniki, media, połączenia międzyobiektowe).
Realizację budowy instalacji zgazowania ciężkiej pozostałości po przerobie ropy naftowej z ukierunkowaniem na produkcję wodoru i mediów energetycznych zakłada się rozpocząć w okresie od 2012-2015 roku, w zależności od koniunktury na rynku asfaltów.
Opracowany harmonogram ma na celu zwiększenie efektywności oraz bezpieczeństwa realizacji Programu 10+. Aktualna struktura projektu umożliwia:
- zmniejszenie ryzyka wynikającego z deficytu siły roboczej, materiałów i ograniczonej dostępności usług wykonawczych,
- obniżenie kosztów projektu oraz lepszego dopasowania strategii finansowania projektu do możliwości Spółki,
- wykorzystanie przez Grupę LOTOS S.A. sprzyjających trendów na rynku asfaltów.
Zgodnie ze strategią rządową i „Programem Budowy Dróg Krajowych na lata 2008-2012 zakłada się, że rynek asfaltów wzrośnie począwszy od roku 2010 i będzie rynkiem rosnącym co najmniej do roku 2012 zarówno pod względem wolumenów jak i osiąganych cen (lub marż) produktów. Po zakończeniu realizacji Programu 10+, Grupa LOTOS S.A. zamierza zwiększyć sprzedaż asfaltów do poziomu około 1.100 tysięcy ton rocznie. Jednostka Dominująca obecnie prowadzi prace przygotowawcze związane z projektem zgazowania ciężkiej pozostałości i produkcji energii (IGCC), umożliwiające w latach 2012-2015 uruchomienie realizacji drugiego etapu Programu 10+ skoncentrowanego na budowie i uruchomieniu kompleksu zgazowania (IGCC). Skapitalizowane nakłady na projekt zgazowania ciężkiej pozostałości i produkcji energii (IGCC) do dnia 31 grudnia 2008 roku wyniosły 45.853 tysiące złotych i zdaniem Zarządu Spółki przyniosą korzyści ekonomiczne w wartości niemniejszej niż poniesione nakłady.
Planowane nakłady na realizację Programu 10+ do 2012 roku wynoszą około 1,47 miliarda EUR.
Instalacja destylacji ropy naftowej w ramach Programu 10+
W dniu 19 lipca 2007 roku Grupa LOTOS S.A. i spółka LURGI S.A. z siedzibą w Krakowie podpisały kontrakt na projektowanie techniczne, organizację dostaw oraz zarządzanie budową instalacji destylacji ropy naftowej.
Będzie to druga instalacja tego typu w rafinerii Grupy LOTOS S.A. w Gdańsku. Jej zdolność przerobowa wyniesie 4,5 miliona ton ropy rocznie, co pozwoli podnieść przerób ropy przez Grupę LOTOS S.A. do wysokości 10,5 miliona ton ropy rocznie, tj. o około 75%. Jej budowa pozwoli również poprawić poziom zaopatrzenia rynku krajowego w paliwa.
Realizacja kontraktu zakończy się w październiku 2009 roku.
W dniu 1 sierpnia 2007 roku Grupa LOTOS S.A. i spółka LURGI S.A. z siedzibą w Krakowie podpisały aneks do kontraktu zawartego w dniu 19 lipca 2007 roku na projektowanie techniczne, organizację dostaw oraz zarządzanie budową instalacji destylacji ropy naftowej. Zgodnie z podpisanym aneksem spółka LURGI S.A. z siedzibą w Krakowie zrealizuje również dostawy urządzeń budowanej instalacji destylacji ropy naftowej.
Kolejne aneksy zawarte odpowiednio 7 stycznia 2008 roku i 17 stycznia 2008 roku rozszerzają zakres LURGI S.A. o dostawy materiałów masowych (bulk materials) w branżach: mechanicznej, elektrycznej i automatycznej. Łącznie aneksy podpisane do końca 2008 roku zwiększyły wartość umowy z LURGI S.A. w zakresie instalacji CDU/VDU do około 130,61 miliona EUR.
Uwzględniając zawarte aneksy, kontrakt dotyczący budowy destylacji ropy naftowej obejmujący projektowanie techniczne, realizację dostaw urządzeń i materiałów oraz zarządzanie budową instalacji destylacji ropy naftowej jest największą z zawartych transakcji pomiędzy wyżej wymienionymi podmiotami.
Umowa przewiduje kary umowne. Limit odpowiedzialności finansowej z tytułu nienależytego wykonywania umowy przez LURGI S.A. wynosi 8% wartości kontraktu.
Instalacja hydroodsiarczania olejów napędowych (HDS) w ramach Programu 10+
W dniu 11 listopada 2006 roku Grupa LOTOS S.A. podpisała kontrakt w formule „pod klucz” z firmą ABB Lummus Global (CB&I Lummus GmbH) na realizację instalacji hydroodsiarczania olejów napędowych (HDS). Kontrakt obejmuje projektowanie techniczne, dostawy materiałów i urządzeń i budowę instalacji oraz nadzór prac ze strony CB&I Lummus GmbH.
Realizacja kontraktu zakończy się w maju 2009 roku.
Wartość kontraktu wraz z podpisanymi w 2008 roku tzw. Change Orders wynosi 112,87 milona EUR.
Instalacja hydrokrakingu (MHC) oraz kompleks aminowo – siarkowy (KAS)
w ramach Programu 10+
W dniu 21 czerwca 2007 roku Grupa LOTOS S.A. oraz Technip Italy S.p.A., jako główny wykonawca wraz z firmami Technip KTI S.p.A., Technip Polska Sp. z o.o. i KTI Poland S.A. podpisały kontrakt EPC LSTK (cena ryczałtowa "pod klucz") na projektowanie techniczne, dostawy i budowę instalacji hydrokrakingu ("MHC") oraz kompleksu aminowo – siarkowego, tj. instalacji odzysku siarkowodoru ("ARU"), stripera wód kwaśnych (SWS), instalacji odzysku siarki/oczyszczania gazów odlotowych (SRU/TGTU) dla Grupy LOTOS S.A. w ramach Programu 10+.
Zakres realizacji MHC, ARU, SWS oraz SRU/TGTU jest dostosowany do planowanej zdolności przerobowej ropy naftowej na poziomie 10,5 miliona ton rocznie. Realizacja kontraktu będzie trwała do listopada 2010 roku. Wartość kontraktu wynosi 583,6 miliona EUR.
W dniu 7 maja 2008 roku został podpisany aneks do powyższej umowy, na mocy którego poza zmianą zakresu prac zgodnie z tzw. Change Orders, aneks zwiększa wynagrodzenie kontraktorów do kwoty 589,8 miliona EUR.
Kontrakt zobowiązuje do wypłaty na rzecz Grupy LOTOS S.A. kar umownych z tytułu zwłoki w realizacji lub niezachowania ustalonych parametrów budowanych instalacji. Całkowita odpowiedzialność wykonawcy względem Grupy LOTOS S.A. ograniczona jest do 8% wartości kontraktu.
Instalacja wytwórni wodoru (HGU) w ramach Programu 10+
W dniu 28 czerwca 2007 roku Grupa LOTOS S.A. i spółka LURGI S.A. z siedzibą w Krakowie podpisały kontrakt EPC LSTK (cena ryczałtowa "pod klucz") na projektowanie techniczne, dostawy i budowę instalacji wytwórni wodoru na bazie technologii dostarczonej przez Lurgi AG Frankfurt w ramach Programu 10+ Grupy LOTOS S.A. Wytwórnia wodoru będzie zaopatrywać instalacje produkcyjne w wodór niezbędny do produkcji czystych paliw. Zakres nowej instalacji jest dostosowany do planowanej zdolności przerobu ropy naftowej na poziomie 10,5 miliona ton. Realizacja kontraktu potrwa do września 2009 roku.
Do powyższej umowy w 2008 roku zawarto aneksy na mocy których, z tytułu dodatkowych dostaw i prac dla budowanej instalacji HGU wartość kontraktu została zwiększona do 82,57 miliona EUR.
Instalacja przerobu ciężkiej pozostałości (ROSE) w ramach Programu 10+
Zgodnie z zapisami porozumienia wstępnego (EWA– Early Work Agreement) na realizację instalacji ROSE/SDA podpisanego 27 czerwca 2008 roku, do końca lipca 2008 roku wynegocjowano tekst kontraktu, który następnie został przekazany do analizy przez konsorcjum bankowe współfinansujące realizację Programu 10+. Ostatecznie, po uzyskaniu aprobaty instytucji finansujących. W dniu 10 września 2008 roku został zawarty kontrakt z firmą Technip Italy S.p.A na realizację instalacji ROSE, obejmujący projektowanie, dostawy materiałów i urządzeń oraz doradztwo techniczne w czasie robót budowlanych.
Jednocześnie podpisanym we wrześniu 2008 roku kontraktem na ROSE lista głównych kontraktów na realizację instalacji produkcyjnych wchodzących w skład uchwalonego przez Zarząd Grupy LOTOS S.A. zakresu Programu 10+ została zamknięta.
Wartość umowy wynosi 62,75 miliona EUR i 21,12 miliona złotych.
Przewidywane uruchomienie instalacji – grudzień 2010 roku.
Instalacje pomocnicze i infrastruktura w ramach Programu 10+
W dniu 19 czerwca 2007 roku Grupa LOTOS S.A. oraz firma FLUOR S.A. podpisały kontrakt EPCM na projektowanie techniczne oraz zarządzanie dostawami i budową instalacji pomocniczych i infrastruktury w ramach Programu 10+. Budowa instalacji umożliwi Spółce sprostanie wymogom Unii Europejskiej dotyczącym jakości olejów napędowych, które wejdą w życie w 2009 roku. Zakres realizacji jest dostosowany do planowanej zdolności przerobowej ropy naftowej na poziomie 10,5 miliona ton rocznie. Realizacja kontraktu będzie trwała do sierpnia 2010 roku. Kontrakt stanowi element strategii rozwoju Grupy Kapitałowej Grupy LOTOS S.A., która zapewnia budowę instalacji produkcyjnych w ramach Programu 10+. Wyżej wymieniony kontrakt to drugi z szeregu kontraktów (po kontrakcie EPC na budowę instalacji hydroodsiarczania olejów napędowych (tzw. HDS).
11. Rzeczowe aktywa trwałe oraz zaliczki na środki trwałe w budowie 
